Elektrofahrzeuge als Stromspeicher: Neue VDE-Normen für Handwerk
Veröffentlicht am: 18.09.2026 um 22:48 Uhr | Redaktion boerse-global.de
Die Standardisierung für die Einspeisung von Strom aus Elektrofahrzeugen gewinnt an Kontur. Mit den Regelwerken VDE-AR-N 4100 und VDE-AR-N 4105 haben das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (VDE FNN) und die Deutsche Kommission Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik (DKE) wichtige Grundlagen für das bidirektionale Laden veröffentlicht.
Ergänzt wird die Technische Anwendungsregel (TAR) Niederspannung zudem durch den Entwurf E VDE-AR-N 4100/A1. Für die Praxis im Elektrohandwerk definieren diese Bestimmungen den technischen Rahmen, um Fahrzeuge künftig als Speicher in Gebäude und Stromnetze einzubinden.
Geänderte Einstufung und Vorgaben für den Zählerplatz
Aus netztechnischer Sicht bringt die Rückspeisung eine grundlegende Neuerung mit sich: Sobald Energie aus dem Fahrzeug in das Hausnetz oder das öffentliche Netz fließt, gilt die Batterie des Elektroautos gemäß VDE FNN und DKE als Erzeugungsanlage. Daraus ergeben sich technische Pflichten, die bei reinem Bezug bisher nicht greifen.
Zudem verlangen die Normgeber, dass der Zählerplatz im Gebäude zwingend für intelligente Messsysteme (iMsys) vorbereitet sein muss. Für Elektrofachbetriebe erwächst daraus ein wachsendes Arbeitsfeld. Die neuen Vorgaben betreffen nicht mehr allein die Montage einer Wandladestation, sondern umfassen Anpassungen am gesamten Netzanschluss, die Nachrüstung moderner Messsysteme sowie die normgerechte Abstimmung der Installation.
Großes Verbraucherinteresse bei ungleichem Informationsstand
Die technische Regulierung trifft auf ein deutliches Interesse bei den Privathaushalten. In einer Umfrage des Digitalverbands Bitkom unter 1002 Haushalten gaben 64 Prozent der Befragten an, ein Elektrofahrzeug gern als Stromspeicher nutzen zu wollen. 55 Prozent fänden ein Elektroauto durch diese Speicherfunktion generell attraktiver. 77 Prozent äußerten, sich im Fall eines Stromausfalls mit einem als Speicher nutzbaren Fahrzeug sicherer zu fühlen, und 52 Prozent sehen darin einen Beitrag zu einer stabilen Energieversorgung. Eine stärkere politische Förderung für die Technik fordern 44 Prozent.
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Gleichzeitig besteht in der Bevölkerung Aufklärungsbedarf: 46 Prozent der Befragten hatten bereits von bidirektionalem Laden gehört, 45 Prozent hingegen noch nicht.
Branchenexperten unterscheiden dabei zwischen drei Stufen: dem Betrieb einzelner Geräte (Vehicle-to-Load, V2L), der teilweisen Hausversorgung (Vehicle-to-Home, V2H) und der vollen Netzrückspeisung (Vehicle-to-Grid, V2G). Während erste V2H-Systeme bereits verfügbar sind, steht die V2G-Anwendung im deutschen Markt noch in einer frühen Phase.
Wirtschaftliche Rahmenbedingungen und offene Rechtsfragen
Für den breiten Markthochlauf spielen neben den technischen Normen auch die Kosten eine Rolle. Nach Angaben von Herbert Diess, Verwaltungsratsvorsitzender des Anbieters The Mobility House, kostet eine entsprechende Wallbox rund 2000 Euro. Ausgehend von Unternehmensberechnungen könne sich eine solche Anschaffung in etwa einem Jahr amortisieren.
Diess rechnet mit ersten Anwendungen ab Anfang 2027, gefolgt von einem Hochlauf im selben Jahr und weiterem Volumenwachstum im Jahr 2028. Als strukturelle Hürden verweist er auf über 800 Netzbetreiber in Deutschland sowie Netzentgelte von zehn Cent oder mehr pro Kilowattstunde.
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Analysen des IT-Dienstleisters NTT DATA unterstreichen den potenziellen Nutzen für Kommunen, die durch die Fahrzeugspeicher ihre Netze stabilisieren und Energiekosten reduzieren könnten.
NTT-DATA-Experte Karsten Hauffe stuft die Technik als potenziell entscheidenden Hebel für den Umbau der Stromversorgung ein, nachdem dynamische Stromtarife Anfang 2025 regulatorisch eingeführt wurden. Allerdings verweist das Unternehmen darauf, dass grundlegende Aspekte rund um Haftungsfragen und Besteuerung bei der Rückspeisung bislang noch ungeklärt sind.
Dass die technische Kommunikation grundsätzlich machbar ist, erprobten bereits frühere Testreihen von GISA, Mitnetz Strom und Audi. Diese hatten netzdienliche Ladevorgänge per stufenloser Leistungsreduktion über das Smart Meter Gateway umgesetzt, wobei Paragraf 14a des Energiewirtschaftsgesetzes als Hebel diente. Ein Nachfolgeprojekt sah zudem vor, Ladepläne an Verteilnetzbetreiber zu übermitteln und automatisiert abzugleichen.
