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Der EcoFlow STREAM 5000 verbindet Solarmodule, Wechselrichter und einen Speicher mit 5.024 Wh in einem Gerät. In der Zeit vom 26. Oktober bis einschließlich 8. November, gibt es zwei Bundles mit 100 Euro Rabatt über den Code Power100off: das Bundle mit 4 × 500 W und das Bundle mit 8 × 500 W.

Ein Balkonkraftwerk mit Speicher löst ein Problem, das viele Haushalte kennen: Solarstrom fällt mittags an, verbraucht wird er aber häufig abends. Der STREAM 5000 speichert den Überschuss und gibt ihn später ab. Das Gerät vereint Batterie, Wechselrichter und Solareingang in einem Gehäuse. Dadurch fallen zusätzliche Komponenten weg, die man sonst aufeinander abstimmen müsste.

Die nutzbare Kapazität liegt bei 5.024 Wh. Die Ausgangsleistung beträgt 3.000 W, die Solareingangsleistung bis zu 5.000 W über vier unabhängige MPPT-Tracker. Laut Herstellerangabe hält der Akku bis zu 10.000 Ladezyklen. Im Auslieferungszustand speist das Gerät maximal 800 W ins Hausnetz ein. Dieser Wert entspricht der Grenze für Steckersolargeräte.

Speicher ausbauen, wenn der Strombedarf wächst

Ein Speicher, der mitwächst, ist besonders dann wertvoll, wenn eine Wärmepumpe oder ein E-Auto dazukommt. Bis zu zwei Erweiterungsbatterien mit jeweils 5.000 Wh lassen sich unter den STREAM 5000 stapeln. Mit dem STREAM Gateway nennt EcoFlow bis zu 90 kWh Speicher, 30 kWp Solarleistung und 18 kW Ausgangsleistung. Ein Austausch des Geräts ist dafür nicht nötig.

Das Energiemanagement steuert Laden und Entladen im Hintergrund. Es berücksichtigt Wetterprognosen und dynamische Stromtarife. Wer einen dynamischen Tarif nutzt, kann den Speicher in Zeiten niedriger Strompreise laden lassen.

Zum Bundle mit 4 Modulen

Ein Hinweis zur Rechnung: keine Einspeisevergütung

Für Solarstrom aus Steckersolargeräten gibt es keine Einspeisevergütung. Die Ersparnis entsteht deshalb vor allem durch Eigenverbrauch. Je mehr Strom im Haushalt direkt genutzt oder gespeichert wird, desto stärker sinkt die Stromrechnung. Diese Rechnung sollte man kennen, bevor man ein Bundle wählt.

Auch der Speicher selbst ist rechtlich ein eigener Punkt. Die Produktnorm für Steckersolargeräte deckt Speicher nicht ab. Deren Einbindung kann zusätzliche Pflichten bei Installation und Anmeldung auslösen. Die Einbindung sollte deshalb mit einer Elektrofachkraft geklärt werden.

Bundle 1: 4 × 500 Watt für 2.000 Wp

Das erste Bundle kombiniert den STREAM 5000 mit vier bifazialen 500-Watt-Modulen. Die Modulleistung beträgt damit 2.000 Wp. Mit dem Code Power100off kostet es bei Abholung 1.499 Euro statt 1.599 Euro. Mit Lieferung kostet es 1.599 Euro statt 1.699 Euro. Das Bundle mit vier Modulen eignet sich für Balkone und kleine Flächen mit überschaubarem Verbrauch.

Bei 2.000 Wp liegt die Modulleistung über der Grenze von 960 Wp, bis zu der ein normaler Schuko-Stecker vorgesehen ist. Für den normgerechten Anschluss braucht es deshalb eine spezielle Energiesteckvorrichtung wie den Wieland-Stecker oder einen Festanschluss durch eine Elektrofachkraft. Diesen Punkt sollte man vor dem Kauf einplanen.

• Modulleistung: 2.000 Wp, also vier Module mit je 500 W
• Speicher: 5.024 Wh, erweiterbar
• Preis mit Code: 1.499 Euro (Abholung) bzw. 1.599 Euro (Lieferung)
• Anschluss: Wieland-Stecker oder Elektrofachkraft

Bundle 2: 8 × 500 Watt für 4.000 Wp

Das zweite Bundle verdoppelt die Modulzahl auf acht Module mit insgesamt 4.000 Wp. Mit dem Code kostet es bei Abholung 1.669 Euro statt 1.769 Euro. Mit Lieferung kostet es 1.819 Euro statt 1.919 Euro. Das Bundle mit acht Modulen richtet sich an Haushalte mit mehr Fläche und höherem Verbrauch.

Der Preisunterschied zu Bundle 1 beträgt bei Abholung 170 Euro. Für die zusätzlichen 2.000 Wp fallen damit rund 8,5 Cent pro Wp an, gemessen an den Bundle-Preisen. Der Speicher fasst allerdings nur 5 kWh. In sonnigen Monaten übersteigt der Ertrag den Speicher oft, dann muss der Verbrauch im Haushalt den Überschuss aufnehmen.

Rechtlich ist Bundle 2 eine andere Kategorie. Über 2 kWp Modulleistung gelten die Regeln für eine reguläre PV-Anlage. Dazu gehören die Anmeldung beim Netzbetreiber, ein Zweirichtungszähler und in der Regel eine Elektrofachkraft. Diese Installation sollte man vor dem Kauf klären.

Welches Bundle zu welchem Haushalt passt

• Bundle 1 passt, wenn der Platz begrenzt ist und der Verbrauch vor allem tagsüber und abends anfällt.
• Bundle 2 passt, wenn Dachfläche oder eine große Südfassade vorhanden ist und ein höherer Strombedarf absehbar ist, etwa durch ein E-Auto oder eine Wärmepumpe.
• Wer wenig Strom verbraucht, sollte prüfen, ob ein kleineres System reicht. Ein großes Bundle lohnt sich nur, wenn der Strom im Haushalt auch genutzt wird.

Aktion und Ablauf

Der Code Power100off gilt vom 26. Oktober bis einschließlich 8. November und reduziert beide Bundles um jeweils 100 Euro, sowohl bei Abholung als auch bei Lieferung. Entscheidend für die Wahl sind zwei Fragen: Wie viel Strom verbraucht der Haushalt, und wo lassen sich die Module montieren? Wer diese beiden Fragen beantwortet hat, findet das passende Bundle schnell.

Zum Bundle mit 8 Modulen

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Eine neue Technologie im Stromnetz könnte dazu beitragen, Energieverluste zu reduzieren und einen wichtigen Bestandteil der Infrastruktur umzugestalten. Das steweiterlesen auf t3n.de

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Finanzielle Förderungen für mehr E-Auto-Käufe. Tankrabatt gegen immens gestiegene Benzin- und Dieselpreise. Und gleichzeitig löscht die Energiewende die Spritsteuer nach und nach aus – weniger CO2-Emissionen lassen auch die Steuereinnahmen sinken. Verschiedene Modelle stehen jetzt im Fokus, um die Lücke im Bundeshaushalt zu schließen. Eine kommentierende Analyse.

Warum der E-Auto-Boom den Bundeshaushalt unter Druck setzt

• Klimaargumente wirken nicht bei allen. Doch es gibt auch andere Gründe für Elektromobilität: die derzeit hohen Spritpreise beispielsweise. „Die Leute gehen weg von Benzin und Diesel. Der durch die hohen Spritpreise ausgelöste Boom der E-Autos nimmt die Antriebswende vorweg“, meint Jens Boysen-Hogrefe, Steuer- und Verkehrsexperte am Kieler Institut für Weltwirtschaft (IfW) im Gespräch mit Deutsche Welle. Der erwähnte Boom in Zahlen: Laut Kraftfahrt-Bundesamt wurden im August 2026 fast 69.000 reine Elektroautos neu in Deutschland zugelassen (75,1 Prozent mehr als im Vorjahresmonat).
• Grund zur Freude? Aus Sicht der Energiewende allemal. Aus dem Finanzministerium hört man indes die Schnappatmung. Denn beim Laden von E-Autos wird die Energiesteuer durch eine geringere Stromsteuer ersetzt. Und für den Staat ist das auslaufende fossile System sehr lukrativ, da neben der Energiesteuer weitere Abgaben wie die CO2-Bepreisung hinzukommen. Weil diese Einnahmen direkt in den Staatshaushalt fließen, fehlen dem Bund letztlich Milliarden. Wie das Statistische Bundesamt mitteilt, ist das Steueraufkommen aus Benzin und Diesel von rund 37 Milliarden Euro (2016) auf rund 33 Milliarden Euro (2025) gesunken.
• Entscheidender ist die Entwicklung. Laut einer aktuellen Studie der Universität Münster werden „die Einnahmen mit zunehmender Flottenelektrifizierung deutlich zurückgehen und sich ohne politisches Gegensteuern bis 2050 gegenüber dem Basisjahr 2024 voraussichtlich halbieren“. Die Kernfrage lautet: Wie lassen sich die finanziellen Einbußen auffangen? Ziel darf nicht sein, die Energiewende zu bremsen. Deshalb sind alternative Besteuerungen und erhöhte Abgaben im Gespräch – auch mit einem Blick auf andere Länder.

Von Steuerverschärfung bis Maut – was wirklich zur Debatte steht

Großbritannien zieht das Tempo an und könnte als Vorfahrer fungieren, denn dort soll ein Modell umgesetzt werden, über das die Verkehrswissenschaft schon länger diskutiert. Ab April 2028 soll die Electric Vehicle Excise Duty (eVED) greifen. Gemeint ist eine Abgabe (zusätzlich zur regulären britischen Kfz-Steuer) für batterieelektrische Fahrzeuge (BEV), Plug-in-Hybride und wasserstoffbetriebene Fahrzeuge, die sich nach den zurückgelegten Meilen bemisst. Für BEVs bedeutet das: Pro gefahrener Meile fallen 3 Pence an – umgerechnet etwa 2,2 Cent pro Kilometer. In Island und Neuseeland gibt es die Kilometerabgabe schon seit 2024. Und die Schweiz liebäugelt mit einer vergleichbaren Variante ab 2030.

Eine andere Lösung wäre eine verschärfte Stromsteuer. Doch das Thema ist deutlich politischer, als es zunächst erscheint. Erst kürzlich hat sich das Bundesfinanzministerium mit einem Schreiben an die Europäische Kommission gewendet, um auch in Zukunft einen Spielraum bei der Strombesteuerung zu haben – quasi eine Hintertür, um die wirtschaftliche Differenz zwischen BEVs und Verbrennern kleiner zu halten.

Davon abgesehen: Wie würde sich die Lösung im Alltag an die unterschiedlichen Szenarien (öffentliches Laden, Wallbox und selbst erzeugter Strom) anpassen? Bei einer reinen Zusatzbesteuerung an öffentlichen Ladestationen wären Betroffene ohne eigenen Stellplatz oder Garage benachteiligt.

Administrativ einfacher wären höhere Kfz-Steuern oder einmalige Zulassungsabgaben, die sich nach Wert, Gewicht oder Leistung des Fahrzeugs richten. Allerdings würde eine solche Besteuerung die tatsächliche Nutzung kaum berücksichtigen. Außerdem befindet sich Deutschland hier gerade im Rückwärtsgang. Um den Kaufanreiz für E-Autos zu erhöhen, hat die Bundesregierung beschlossen, die Kfz-Steuerbefreiung für neu zugelassene BEVs zu verlängern.

Auch eine entfernungs- und verkehrsabhängige Pkw-Maut wäre denkbar, um die fehlenden Einnahmen hinsichtlich der Energiesteuer zu kompensieren. Dann würden Autofahrer nicht über den Kraftstoffverbrauch, sondern über die Straßennutzung zur Kasse gebeten werden, indem sie eine Pauschale zahlen und diese über eine Vignette am Fahrzeug nachweisen. Neu ist das nicht, wie Lkw-Fahrer in Deutschland wissen. Vorteil: Die technologische Grundlage und Praxiserprobung wären bereits vorhanden.

Stimmen

• Aus der bereits erwähnten Studie des Instituts für Verkehrswissenschaften (IVM) der Universität Münster: „In einem dynamischen Simulationsmodell wurden fünf Instrumente zur Gegenfinanzierung verglichen: Fahrstromsteuer, Pkw-Maut, Vignette, Kfz-Steuererhöhung und Energiesteuererhöhung. Dabei zeigen sich deutliche Unterschiede: Die Maut weist die höchste Effizienz auf, die Fahrstromsteuer die geringsten regressiven Verteilungswirkungen. Maut und Vignette ermöglichen zudem eine hohe Einnahmeplanbarkeit. Eine Erhöhung der Energiesteuer kann zwar die Transformation zusätzlich beschleunigen, reicht langfristig jedoch nicht aus, um das angestrebte Einnahmenniveau zu sichern.“
• Andreas Knie, Sozialwissenschaftler am Wissenschaftszentrum Berlin, gegenüber der taz: „Der motorisierte Individualverkehr muss sich stärker an den Kosten der Infrastruktur beteiligen.“ Knie sieht jedoch von einer Kilometerabgabe wie in Großbritannien ab und plädiert für eine Bemessung der Steuer am Stromverbrauch: „Wer viel Strom verbraucht, sollte auch mehr bezahlen.“ Davon würden zudem die Halter sparsamer Fahrzeuge profitieren.
• Das Bundesministerium der Finanzen stellt ein Ende der E-Förderung im Rahmen des Gesetzes zur Änderung des Kraftfahrzeugsteuergesetzes in Aussicht: „Mit dem sukzessiven Erreichen der Ziele der Elektromobilität im Verkehrssektor und der damit verbundenen weitergehenden Marktdurchdringung der reinen Elektrofahrzeuge ist eine weitere Aufrechterhaltung der langjährigen Förderdauer von reinen Elektrofahrzeugen in der Kraftfahrzeugsteuer zukünftig nicht mehr geboten.“

Wann E-Auto-Fahrer mit höheren Kosten rechnen müssen

Noch sind die genannten Lösungen in Deutschland bloß Theorie. Es steht jedoch fest, dass der Bund einen Weg wählen wird, um die Steuerlücke zu schließen oder zumindest zu verkleinern. Das ist auch grundsätzlich in Ordnung, wenn in der wichtigen Phase keine falschen Weichen gestellt werden: solche, die den E-Auto-Boom blockieren und die Energiewende ernsthaft bedrohen. Fakt ist aber auch, dass die momentanen Vergünstigungen ein Ablaufdatum haben.

Das heißt jedoch keinesfalls, dass sich ein E-Auto nicht lohnen würde. Im Gegenteil: Gerade jetzt sind Neuzulassungen besonders lukrativ – nicht nur einmalig oder kurzfristig, sondern im Fall der Kfz-Steuer beispielsweise für viele Jahre. Und selbst wenn Ausgleichslösungen implementiert sind, sollte der Betrieb eines E-Autos verglichen mit einem Verbrenner günstiger bleiben – umso mehr bei heimischen Ladeoptionen mit eigenem Solarstrom.

Die primäre Frage ist demnach nicht das „ob“, sondern das „wie“ und „wann“. Zum jetzigen Zeitpunkt wäre eine schärfere Stromsteuer beispielsweise das falsche Signal. Im schlimmsten Fall würde sie dem derzeitigen und grundsätzlich dringend benötigten Hochlauf der E-Mobilität schaden, indem sie wertvolle Argumente für den Umstieg auf Elektromobilität tilgt.

Sekundär müssen wir das „wofür“ betrachten. Denn die Einnahmen über die Energiesteuer (oder kommende Alternativen) gehören dem Staatshaushalt. Will heißen: Entsprechende Gelder fließen nicht automatisch und zweckgebunden in die Straßenfinanzierung. Dort werden sie aber gebraucht. Laut KfW-Kommunalpanel gab es 2024 im Bereich der ohnehin stark finanzierungsbedürftigen kommunalen Infrastruktur einen Investitionsrückstand von 48,3 Milliarden Euro.

Dass durch Mobilität erzielte Einnahmen auch gezielt als infrastrukturelle Mittel genutzt werden sollten, ist eine Sache. Das muss die Politik gewährleisten. Gehen wir davon aus, müssen genau das aber auch die E-Auto-Fahrer in ihre Kalkulation einbeziehen – und erkennen, dass der besonders günstige Istzustand kein Dauerzustand sein kann, wenn sie in Zukunft auf sicheren Straßen unterwegs sein und eine gut ausgebaute Ladeinfrastruktur nutzen wollen.

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Seit Oktober 2026 gelten in Deutschland neue Regeln für das bidirektionale Laden. Die Bundesnetzagentur feiert das als Durchbruch und die Autobranche wittert ein neues Geschäftsmodell. Doch für Verbraucher bleibt der Weg zum rollenden Stromspeicher teuer und kompliziert. Bis zu 720 Euro Prämie pro Jahr klingen zwar verlockend, aber wer erst eine Wallbox für mehrere tausend Euro kaufen muss, braucht einen langen Atem. Eine kommentierende Analyse.

Was bidirektionales Laden ist und welche Prämie es gibt

• Bidirektionales Laden meint das Laden in zwei Richtungen. Will heißen: E-Autos beziehen sowohl Energie aus dem Netz und speisen auch ungenutzte Energie zurück. Dieses Prinzip wird auch Vehicle-to-Grid (V2G) genannt. Elektroautos können so als Energiespeicher genutzt werden. Laut einer Studie schadet das den Batterien kaum. Eine weitere Form des bidirektionalen Ladens ist Vehicle-to-Load (V2L), bei dem E-Autos über einen Stromstecker als Powerbank für einzelne Geräte genutzt werden können. Bei Vehicle-to-Home (V2H) speisen Stromer derweil direkt zum Eigenverbrauch ins Hausnetz ein. Vehicle-to-Building (V2B) macht mehrere Fahrzeuge für die Versorgung von gewerblichen Gebäuden nutzbar.
• Energieversorger können dank V2G von einer gewissen Flexibilität profitieren, während Fahrzeughalter eine Prämie erhalten. Berechnungen von Eon und BMW zufolge kann diese bei bis zu 720 Euro pro Jahr liegen – bei acht Stunden täglicher Netzanbindung. Eine Studie geht bis 2030 von rund 500 Euro pro Jahr aus. Mit 720 Euro ließen sich circa 14.000 Kilometer Reichweite laden. Im Schnitt legt ein Pkw in Deutschland 12.320 Kilometer pro Jahr zurück. Im September 2025 hat der Bundestag zudem einen Gesetzesentwurf durchgewunken, der eine Hürde für das bidirektionale Laden beseitigt. Elektroautos werden rechtlich mit stationären Batteriespeichern gleichgestellt. Die Doppelbelastung durch Netzentgelte beim Ein- und Ausspeichern entfällt seit Anfang 2026.
• Kleiner Haken: Grünstrom und Netzstrom mussten in Energiespeichern bislang streng getrennt voneinander behandelt werden. Will heißen: Die EEG-Förderung gab es nur für reine Grünstromspeicher. Bidirektionale Ladepunkte, die sowohl zum Laden von E-Autos als Stromspeicher als auch zur Rückspeisung von Strom aus den Autos genutzt werden können, waren davon bisher ausgenommen. Diese starren Begrenzungen will die Bundesnetzagentur mit der sogenannten MiSpeL-Festlegung überwinden. Unternehmen und Verbraucher, die am Strommarkt teilnehmen wollen, sollen ihre Stromspeicher und Ladepunkte demnach zu ihrem eigenen Vorteil nutzen können. Das soll dem Strommarkt und der Integration der Erneuerbaren zugutekommen. Seit Oktober 2026 gelten neue Regeln für bidirektionales Laden. In einer Übergangsphase bis Ende September 2027 ist die praktische Anwendung allerdings noch von der Zustimmung des Netz- und Messstellenbetreibers abhängig.

Warum sich V2G für die meisten noch nicht rechnet

Das bidirektionale Laden ist vielversprechend; aber noch kein lohnenswertes Geschäft für die breite Masse. Wer derzeit etwa einsteigt, braucht nicht nur ein passendes E-Auto, sondernpkwnetz oft auch eine bidirektionale Wallbox für 2.000 bis 4.000 Euro. Beim nächsten Fahrzeugwechsel kann die teure Hardware zudem im schlimmsten Fall zu einer Art Briefbeschwerer verkommen. Oder: Die mitunter suggerierte Energierevolution findet zunächst einmal in der Theorie statt; als eine ziemlich kostspielige Eintrittskarte sozusagen.

Dabei ist die Idee keineswegs eine reine Spielerei. Vor allem in Kombination mit einer Solaranlage kann ein E-Auto nämlich zu einem sinnvollen Stromspeicher werden. Mittags Solarstrom rein, abends wieder ins Haus oder raus. Ein stationärer Speicher kann dadurch teilweise sogar überflüssig werden.

Es ist aber entscheidend, ob AC oder DC zum Einsatz kommt. Während beim Wechselstrom-Laden das Auto selbst die Umwandlung übernehmen muss, braucht es für bidirektionales DC-Laden die entsprechende Technik in der Wallbox. Das macht DC-Lösungen leistungsfähiger, aber eben auch teurer, was einen Teil der hohen Einstiegskosten erklärt. Auch mit dynamischen Stromtarifen lässt sich das Prinzip nutzen. Stichwort: günstig laden, teuer entladen. Nur: Bis sich das rechnet, braucht es Geduld und deutlich mehr als ein paar günstige Kilowattstunden.

Deshalb ist das laute Jubeln der Energieversorger derzeit etwas verfrüht. Eine juristische Blockade ist gefallen, doch hohe Anschaffungskosten und streng formulierte Garantiebedingungen der Autobauer stehen nach wie vor im Weg. Bidirektionales Laden kann ein Baustein der Energiewende werden – aber aus einem E-Auto wird nicht automatisch über Nacht eine Gelddruckmaschine.

Stimmen

• Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur, in einem Statement: „Die MiSpeL-Festlegung wird im Markt dringend erwartet. Sie wird unzählige große und kleine Stromspeicher sowie Ladepunkte für das Stromsystem aktivieren. Damit können Millionen von engagierten Haushalten zu aktiven Gestaltern der Energiewende werden. Die bidirektionale Nutzung von Ladepunkten hilft der Elektromobilität und dem Stromsystem. Wir haben die Regelungen nochmals angepasst, um für Ladepunkte die Vereinfachungen und Pauschalisierungen noch besser zu erschließen. Deutschland kann so zu einem Vorreiter beim bidirektionalen Laden werden.“
• Christian Chudoba, Chef des Energie-Software-Unternehmens Lumenaza, schrieb bereits einen Monat vor dem Beschluss der Bundesnetzagentur, als dieser sich angebahnt hatte, in einem Beitrag auf LinkedIn: „Darüber habe ich mich zunächst wirklich gefreut. Beim Blick auf den Zeitplan relativiert sich der positive Eindruck allerdings wieder etwas. Bis zum 30. September 2027 kann MiSpeL nur im Einvernehmen mit dem jeweiligen Netzbetreiber und Messstellenbetreiber angewendet werden. Ein früherer Start ist also theoretisch möglich, aber keineswegs sicher. Ich bezweifle deshalb, dass wir vor Oktober 2027 mit einer breiten und verlässlichen Umsetzung rechnen können.“
• Hildegard Müller, Präsidentin des Verbands der Automobilindustrie (VDA), in einem Statement: „Mit der Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL) hat die Bundesnetzagentur den Weg dafür bereitet, dass das bidirektionale Laden in Deutschland zu einer Erfolgsgeschichte werden kann. (…) Einen ähnlich pragmatischen Ansatz braucht es nun auch in den laufenden parlamentarischen Beratungen zum EEG 2027. Die flexible Rückspeisung aus bidirektionalen Elektrofahrzeugen darf nicht durch pauschale Begrenzungen der Einspeiseleistung ausgebremst werden. Denn klar ist: Bidirektionales Laden ist eine entscheidende Zukunftstechnologie für Elektromobilität und Energiesystem. Dafür braucht es einen regulatorischen Rahmen, der einfach, skalierbar und massenmarkttauglich ist.“

Wann wird bidirektionales Laden alltagstauglich?

Die Entscheidung der Bundesnetzagentur ist begrüßenswert. Denn eine weitere Hürde auf dem Weg zu einem flexibleren und nachhaltigeren Stromsystem fällt. Oder: Angesichts einer durchaus immer stärker schwankenden Stromerzeugung aus Wind und Solar ist jede zusätzliche Speichermöglichkeit willkommen. Doch die an sich positive Änderung einer einzelnen Spielregel mündet nicht von heute auf morgen in einem funktionierenden Geschäftsmodell.

Bis all das im Alltag ankommt, dürften noch einige Jahre vergehen. Denn: Die Netzbetreiber müssen mitspielen, kompatible E-Autos und Wallboxen vorhanden sein, ebenso Wechselrichter und ein funktionierendes Energiemanagementsystem. Hinzu kommen eine netzkonforme Installation und Anmeldung. Zudem sparen sich viel zu viele Hersteller bislang die nötigen Software-Freigaben in den Motorsteuergeräten. Ältere Modelle verweigern on top teilweise den rückwärtigen Stromfluss trotz passendem Stecker konsequent.

Und: Auch hinter der Batteriegarantie steht ein Fragezeichen. Gewöhnlich versprechen Hersteller etwa acht Jahre oder 160.000 Kilometer, beziehen diese Zusage aber auf das reguläre Fahren und Laden. Hinzu kommt die Frage, welche Ladetechnik sich langfristig durchsetzt. AC-Lösungen könnten günstiger und einfacher zu integrieren sein, während DC beim bidirektionalen Laden technische Vorteile birgt, aber entsprechend teurer ist.

Es geht also nicht nur darum, ob V2G funktioniert, sondern ob sich die dafür nötige Technik über Stromerlöse und Einsparungen tatsächlich amortisiert. Oder: Selbst wenn bidirektionales Laden der Batterie kaum schadet, heißt das noch lange nicht, dass der Hersteller dafür geradesteht. Kurzum: Der Beschluss der Netzagentur ist erfreulich. Aber es bleibt kompliziert. Doch je mehr Akteure mitspielen, desto eher kann sich das ändern. Und desto interessanter wird das E-Auto nicht nur als Fortbewegungsmittel, sondern als Teil des Stromnetzes.

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Die Energiewende in Europa bringt die Stromnetze zunehmend an ihre Grenzen. Eine von der NGO Beyond Fossil Fuels beauftragte Analyse zeigt, dass enorme Kapazitäten bei erneuerbaren Energien und Batteriespeichern auf einen Netzanschluss warten. Dieser Rückstau bremst Ausbauprojekte und Investitionen massiv aus.

Der Ausbau erneuerbarer Energien in Europa schreitet immer weiter voran. Der Anteil der Solarenergie an der Nettostromerzeugung in der EU lag im Jahr 2023 noch bei 8,1 Prozent. Bis 2025 ist er bereits auf 11,2 Prozent gestiegen.

Doch mit dem zunehmenden Ausbau von Wind- und Solarparks wächst auch der Druck auf die Stromnetze. Denn erzeugter Strom aus erneuerbaren Quellen kann nur dann genutzt werden, wenn diese Anlagen rechtzeitig an das Verteil- und Übertragungsnetz angeschlossen werden.

Genau hier entstehen zunehmend Engpässe, die durch langwierige Genehmigungsverfahren und überfüllte Anschlusswarteschlangen Projekte teils über Jahre verzögern. Eine von der NGO Beyond Fossil Fuels beauftragte Analyse zeigt, dass aufgrund dessen Hunderte Gigawatt an erneuerbaren Energien und Batteriespeichern europaweit auf einen Netzanschluss warten.

Investitionen in Höhe von 100 Milliarden Euro warten auf Netzanschluss

Für die Analyse hat das Beratungsunternehmen AFRY die Anschlusswarteschlangen in den Verteilnetzen von acht europäischen Märkten untersucht. Dazu zählten neben Deutschland die Länder Bulgarien, Tschechien, Großbritannien, Griechenland, Italien, Polen und Spanien.

Im Fokus standen dabei erneuerbare Erzeugungsanlagen und Batteriespeicher mit mehr als einem Megawatt Leistung. Untersucht wurden dabei Projekte, für die entweder bereits ein formeller Netzanschluss beantragt wurde oder die trotz Genehmigung noch auf die Inbetriebnahme warten.

Obwohl die Zahlen zwischen den einzelnen Ländern aufgrund unterschiedlicher Datenverfügbarkeit und Meldepraktiken laut dem Bericht nur eingeschränkt direkt miteinander vergleichbar sind, zeigt die Analyse einen deutlichen Rückstau bei Netzanschlüssen. Dieser betreffe sowohl neue Erzeugungsanlagen als auch Batteriespeicher.

In den acht untersuchten Märkten in Europa warten demnach derzeit Investitionen in Höhe von rund 100 Milliarden Euro auf ihren Netzanschluss auf Verteilnetzebene. Da für den Bericht jedoch nur Projekte mit einer Leistung von mehr als einem Megawatt Leistung untersucht wurden, dürfte das tatsächliche Volumen noch deutlich höher liegen.

Energiewende in Europa: Administrativer Aufwand bremst Netzanschluss

In den untersuchten Märkten gehen in jedem Jahr im Schnitt mehr als 11.000 Anträge auf Netzanschluss für Projekte im Bereich erneuerbare Energien und Batteriespeicher ab einem Megawatt Leistung ein. Laut dem Bericht warten hier jedoch bereits Projekte für erneuerbare Energien mit einer Gesamtleistung von rund 375 Gigawatt sowie Batteriespeicherprojekte mit 455 Gigawatt auf ihren Anschluss an das Verteilnetz.

Eine der Herausforderungen für den Anschluss bestehe darin, Kabel, Transformatoren und Umspannwerke zu verstärken. Zusätzlich bremse ein erheblicher operativer und administrativer Aufwand die Verteilnetzbetreiber aus. Denn jeder Antrag erfordere eine technische Prüfung, Koordinierung, Dokumentation und häufig auch Netzstudien.

Dabei seien vor allem Verzögerungen beim Anschluss von Speichern besonders kostspielig, da viele Vorteile ungenutzt bleiben. Denn Batteriespeicher können nicht nur überschüssigen Strom aus erneuerbaren Quellen aufnehmen und in Zeiten hohen Bedarfs wieder abgeben. Sie führen auch dazu, dass weniger Anlagen abgeregelt werden müssen und das System mehr Flexibilität erhält.

Allein in Deutschland wurden laut der Bundesnetzagentur im Jahr 2025 rund 9,4 Terawattstunden Strom aus erneuerbaren Energien aufgrund von Netzengpässen abgeregelt. Ausgegangen von einem Verbrauch von 3.500 Kilowattstunden, könnte diese Menge rein rechnerisch etwa 2,7 Millionen Haushalte im Jahr mit Strom versorgen.

Beyond Fossil Fuels fordert deshalb einen grundlegenden Umbau der europäischen Verteilnetze. Statt Anschlussanträge vor allem administrativ zu verwalten, sollten Netzbetreiber vorausschauender investieren sowie digitale Lösungen und flexible Netzsteuerung stärker nutzen. Auch spekulative Projekte müssten aus den Warteschlangen entfernt werden. Ziel müsse es sein, Verteilnetze von einem Engpass zu einer aktiven Infrastruktur für erneuerbare Energien zu entwickeln.

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Strom ist in Deutschland so teuer wie fast nirgendwo sonst in der EU. Aber nicht, weil die Energiewende zu viel kostet, sondern weil der Staat falsche Preissignale setzt. Während Haushalte pro Kilowattstunde Strom 12,6 Cent an Steuerabgaben zahlen, sind es bei Gas gerade mal 3,6 Cent. Wer so die Elektrifizierung vorantreiben will, macht sich selbst etwas vor. Ein aktuelles Gutachten zeigt nun, wie sich die Preislücke zwischen Strom und Gas schließen ließe – und wie Haushalte zwischen 100 und 200 Euro pro Jahr sparen könnten. Eine kommentierende Analyse.

Warum ist Strom in Deutschland so teuer?

• Haushalte in Deutschland zahlen im EU-Vergleich mit am meisten für Strom. Laut Bundesnetzagentur lagen die Stromkosten im Juli 2026 hierzulande für Neukunden im Schnitt bei 37,63 Cent pro Kilowattstunde. 22,43 Cent davon entfielen auf Umlagen, Steuern, Netzentgelte und Abgaben. Wiederum 15,20 Cent kosteten Stromproduktion, Vertrieb und Margen. Damit liegt Deutschland gerade mal im europäischen Mittelfeld. Die Bundesregierung wollte die Stromsteuer eigentlich senken. Bislang wurde die Senkung aber nur für das produzierende Gewerbe und die Land- und Forstwirtschaft umgesetzt – nicht für Privathaushalte. Seit dem 1. Januar 2026 fallen jedoch etwas geringere Netzentgelte für alle an (im Schnitt knapp zwei Cent pro kWh).
• Verbände, Klimaschützer und Experten kritisieren das Vorgehen der Bundesregierung; so auch ein aktuelles Gutachten der Stiftung Klimaneutralität. Demnach könnten Haushalte in Deutschland etwa sechs Cent pro Kilowattstunde sparen, wenn die Stromsteuer auf das europäische Minimum und die Mehrwertsteuer auf sieben Prozent gesenkt werden würden. Das entspräche rund 200 Euro pro Jahr für einen Musterhaushalt mit einem Jahresverbrauch von 3.500 Kilowattstunden. Aufgrund der hohen Abgaben auf Strom schlagen die Autoren unter anderem vor, die Preislücke zu Gas zu schließen. Denn: Pro Kilowattstunde Strom zahlen Haushalte 12,6 Cent an Steuern, Umlagen und Abgaben (Netzentgelte nicht inbegriffen). Pro Kilowattstunde Gas fallen aber nur 3,6 Cent an. Der Umstieg von Gas auf Strom würde sich in puncto Elektrifizierung für viele deshalb nicht lohnen.
• Die Mindereinnahmen beim Strom könnten dem Gutachten zufolge über die Mehreinnahmen beim Erdgas ausgeglichen werden. Würde die aktuelle Steuer von 0,55 Cent auf ein Cent pro kWh erhöht werden, hätte ein Privathaushalt mit 20.000 kWh Jahresverbrauch Gas zwar 110 Euro Mehrkosten. Die Einsparung durch die gleichzeitige Strompreissenkung wäre aber im Schnitt deutlich höher. Ein weiteres Instrument zur Finanzierung: der Bundeszuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten. Die Autoren schlagen vor, den Zuschuss zur Senkung der Netzentgelte durch ein Amortisationskonto zu ersetzen. Will heißen: Die Kosten des Netzausbaus sollen nicht mehr sofort auf die Netzentgelte umgelegt, sondern über viele Jahre verteilt werden.

Kosten-Irsinn: Was der Staat beim Strompreis falsch macht

Ja, die Energiewende ist teuer. Diese Rechnung aber nur kurzfristig und allein über den Strompreis zu stellen, greift zu kurz. Denn: Erneuerbare Energien sind bei der Stromproduktion deutlich günstiger als fossile Energieträger – und auch Kernkraft. Hinzu kommt die Unabhängigkeit von Öl, Gas und Kohle sowie eine deutlich geringere Klimabelastung. Und anders als beim Verbrennen fossiler Rohstoffe verpufft der Wert von Windrädern oder Solaranlagen nicht einfach so in der Atmosphäre.

Oder: Je mehr Erneuerbare, desto weniger Energieimporte und desto niedriger die langfristigen Stromkosten – zumindest wenn der Netzausbau mithält. Problem ist zudem nicht grundsätzlich der Strom selbst, sondern das, was der Staat und das Netz obendrauf packen. Oder: Wer eine sowohl ökologische als auch ökonomische Elektrifizierung will, sollte Strom nicht künstlich teuer und Gas vergleichsweise attraktiv machen.

Indes: Eine Verlagerung von Abgaben hin zu Gas könnte diese Schieflage teilweise korrigieren – zumal fossile Wärme nicht plötzlich zur klimafreundlichen Alternative wird, nur weil die Stromrechnung höher ausfällt. Auch mit Blick auf die Stromnetze lohnt ein genauerer Blick. Denn: Warum müssen Netzbetreiber horrende Renditen von 20 bis 30 Prozent erzielen, wenn Strom einen Teil der Daseinsversorgung einnimmt? Man müsste die großen Konzerne ja nicht gleich verstaatlichen.

Aber eine Begrenzung der Renditen wäre für Verbraucher mit Blick auf die Stromrechnung langfristig erfreulich und würde selbst mit zehn, zwölf Prozent noch genügend Investoren zu den Netzbetreibern locken. Eine Begrenzung der Renditen könnte nämlich Spielraum schaffen, um den Netzausbau voranzutreiben. Denn nicht nur die Energiewende kostet Geld, sondern es kommen auch unnötige Kosten on top, wenn die Infrastruktur hinterherhinkt.

Stimmen

• Thomas Losse-Müller, Direktor der Stiftung Klimaneutralität, sagte bereits im Juni 2025 gegenüber Table Briefings: „Aus strategischer Sicht und für die Akzeptanz der Energiewende wäre es das beste Signal, die Stromsteuer breit abzusenken.“ Das sei „ein elegantes Instrument, weil es allen Haushalten zur Verfügung steht.“ Losse-Müller bezeichnete die im Koalitionsvertrag vereinbarte Absenkung als „strategisches Kernelement, um die Klimawende auch sozial gerecht hinzubekommen.“ Niedrigere Strompreise trügen dazu bei, mehr Menschen zu einem Wechsel zu E-Autos und Wärmepumpen zu motivieren.
• Thorsten Storck, Energieexperte bei der Vergleichsplattform Verivox, in einem Statement im Juli 2026: „Die Abschaffung der Mehrwertsteuer auf Strom würde die Haushalte in Deutschland spürbar entlasten. Wahrscheinlich ist ein solcher Schritt hierzulande allerdings nicht – die privaten Verbraucher warten noch immer auf die im Koalitionsvertrag in Aussicht gestellte Absenkung der Stromsteuer. Sie wird zwar immer wieder gefordert, wurde bisher aber noch nicht umgesetzt.“
• Tom Lewis, Koordinator für Energiepolitik beim NGO-Netzwerk Climate Action Network Europe, gegenüber Euronews: „Heute zahlt ein deutscher Haushalt im Schnitt mehr als das Dreifache pro Einheit Strom im Vergleich zu Gas. Das macht die dringend notwendige Elektrifizierung, etwa den Einbau von Wärmepumpen, weniger attraktiv als klimaschädliche Gasheizungen.“ An anderer Stelle präzisiert er: „Ein deutlich schnellerer Ausbau der erneuerbaren Energien und mehr Energieeinsparungen sind der schnellste Weg zu einer bezahlbaren, sicheren und nachhaltigen Energieversorgung.“

Wie Strom in Deutschland günstiger werden könnte

Strom wäre ohne den hohen Anteil der erneuerbaren Energien in Deutschland (58 Prozent) noch teurer. Das klingt zunächst paradox, ist aber ein wichtiger Punkt. Denn die Debatte darf nicht so tun, als ließe sich der hohe Preis einfach auf die Energiewende abwälzen. Klar: Ein Teil der Kosten entsteht etwa dadurch, dass die Netzinfrastruktur sowohl aus ökonomischen, ökologischen als auch geopolitischen Gründen finanziert werden muss.

Ein anderer aber auch dadurch, dass ein Abgabenmix, der fossile Alternativen teilweise begünstigt, den Preis unnötig nach oben treibt. Eine Senkung der Stromsteuer wäre deshalb folgerichtig – etwa dadurch, dass das Preisleck zwischen Gas und Strom geschlossen wird. Das Geld, das dafür gebraucht wird, fällt aber nicht einfach vom Himmel in den Bundeshaushalt. Gleiches gilt übrigens für die oftmals geforderte Spritpreisbremse.

Oder: Was kann Deutschland dafür, wenn Trump und Putin Kriege führen und die ganze Welt ins Ungleichgewicht bringen? Zumindest die hiesigen Strompreise hat die Bundesregierung mehr oder weniger in der eigenen Hand – auch dank der Erneuerbaren. Aber um Kosten zu reduzieren, müsste auch hier umverteilt, gespart oder reguliert werden. Und nein: Weder normale Kernkraftwerke noch Mini-Atomkraftwerke können an den hohen Strompreisen etwas ändern – im Gegenteil!

Indes: Es geht nicht einfach nur um die Frage, wie Strom billiger wird, sondern auch darum, wer die Rechnung dafür übernimmt. Eine Finanzierung über höhere Gasabgaben könnte zumindest dort ansetzen, wo der Staat meiner Meinung nach falsche Preissignale liefert. Mindestens genauso wichtig wäre es aber, den horrenden, ja gar schon frechen Renditen der Netzbetreiber endlich Einhalt zu gebieten. Das wäre übrigens auch ein probates Mittel, um die Spritpreise zu senken, ohne dass sich Großkonzerne die Taschen noch voller stopfen als sie ohnehin schon sind. Stichwort: Übergewinnsteuer.

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Batteriespeicher an Umspannwerken könnten deutlich mehr Solarstrom ins bereits bestehende Stromnetz bringen. Eine Fraunhofer-Studie im Auftrag des Bundesverbands Solarwirtschaft zeigt ein zusätzliches Potenzial von bis zu 150 Gigawatt Photovoltaikleistung auf.

Solarenergie gilt als einer der wichtigsten Energieträger der Energiewende. Bis zum Jahr 2030 soll deshalb diese Leistung nach den Vorgaben des Erneuerbare-Energien-Gesetzes auf 215 Gigawatt steigen.

Ende 2025 erreichten die rund sechs Millionen Photovoltaikanlagen in Deutschland bereits fast 120 Gigawatt. Um das im EEG verankerte Ziel für die Solarenergie zu erreichen, müssten in den kommenden fünf Jahren also im Schnitt knapp 20 Gigawatt pro Jahr hinzukommen.

Doch nicht nur der Ausbau neuer Photovoltaikanlagen ist entscheidend, sondern auch die Frage, wie zusätzliche Solarleistung in die bestehenden Stromnetze integriert werden kann. Das bestätigt auch eine neue Kurzstudie des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) im Auftrag des Bundesverbandes Solarwirtschaft. Demnach könnten intelligent gesteuerte Batteriespeicher an Umspannwerken eine technische Größenordnung von rund 150 Gigawatt zusätzlicher Photovoltaikleistung erschließen.

Bringen Batteriespeicher die Energiewende voran?

Mit dem schnell voranschreitenden Ausbau der Solarenergie wächst auch die Sorge, dass Stromnetze an ihre Grenzen stoßen könnten. Vor allem an sonnigen Tagen speisen viele Photovoltaikanlagen gleichzeitig große Mengen Strom ein, was lokale Netzengpässe verursachen und zusätzlichen Netzausbau notwendig machen kann.

Laut der Fraunhofer-Studie könnten Deutschlands bestehende Stromnetze allerdings viel mehr Solarenergie aufnehmen als bisher angenommen. Als Lösung hierfür sieht die Kurzstudie intelligent gesteuerte Batteriespeicher an Umspannwerken.

Diese könnten helfen, überschüssigen Solarstrom zwischenzuspeichern und die Netze gezielt zu entlasten. Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW), der die Kurzstudie beauftragt hat, teilt mit, dass durch den Einsatz dieser Speicher allein an 1.313 ländlichen, stark von erneuerbaren Energien geprägten Standorten eine zusätzliche Solarleistung von 150 Gigawatt erschlossen werden könnte.

Vorhandene Netzkapazitäten könnten so mithilfe von Batteriespeichern und einem flexibleren Netzbetrieb besser ausgeschöpft werden. „Die Antwort auf knappe Netzkapazitäten darf nicht darin bestehen, den Ausbau der Erneuerbaren auszubremsen“, erklärt Carsten Körnig, BSW-Hauptgeschäftsführer. „Unsere Studie zeigt: In den bestehenden Netzen stecken erhebliche Reserven, wenn wir Speicher intelligent einsetzen.“

Batteriespeicher fangen Leistungsspitzen am Umspannwerk ab

Für die Studie hat das Fraunhofer IEE nicht allein die Nennleistung eines Transformators betrachtet, sondern dessen tatsächliche Auslastung im Jahresverlauf. Denn nur zu bestimmten Zeiten erreichen diese Transformatoren tatsächlich ihre Leistungsgrenze.

Genau dann könnten intelligent gesteuerte Speicher Solarstromspitzen aufnehmen und die Energie später wieder abgeben. Dadurch lasse sich die bereits vorhandene Transformatorleistung zeitlich wesentlich besser nutzen, was zur Entlastung der Umspannwerke führe.

Die Fraunhofer-Studie zeigt, dass an einem Umspannwerk insgesamt doppelt so viel Leistung aus erneuerbaren Energien angeschlossen sein könnte, wie der Transformator gleichzeitig übertragen kann. Im Jahresdurchschnitt müsste im vorliegenden Szenario so nur rund ein Prozent des zusätzlich erzeugten Solarstroms wegen der begrenzten Transformatorleistung abgeregelt werden.

Der BSW-Solar sieht hier zusätzlich ein enormes Einsparpotenzial beim Netzausbau. „Wenn Speicher dort laden, wo und wann Solarstromspitzen auftreten, können sie Netzengpässe gezielt entschärfen und zusätzlichen Solarstrom ermöglichen“, so Körnig weiter. „Damit dürften sich nicht zuletzt Milliardenbeträge beim Netzausbau einsparen lassen.“

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Politik und Fiction vorn: Am Wahlabend von Berlin und Meck-Pomm sicherten sich die Öffentlich-Rechtlichen, die durch die Wahlergebnisse noch weiter unter Druck geraten dürften, erneut Top-Quoten. Das ist spannend. Wenns wichtig wird, schauen die Menschen ARD und ZDF - Programme, die von den Parteien, die jetzt stark geworden sind, abgeschafft werden sollen.

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Durch das Vehicle-to-Load-Prinzip werden Elektroautos zur fahrenden Powerbank. Vor allem beim Camping und bei der Arbeit an abgelegenen Orten oder im Notfall kann das nützlich sein. Doch wie funktioniert die Technologie? Ein Blick auf Vorteile und Risiken.

Bidirektionales Laden dürfte vielen E-Auto-Besitzern mittlerweile ein Begriff sein. Dabei handelt es sich um das Laden in zwei Richtungen. Damit beziehen Elektroautos Energie aus dem Netz, speisen ungenutzte Energie allerdings auch wieder zurück.

Die bekannteste Variante davon ist wohl Vehicle-to-Grid (V2G). E-Autos können dadurch als Energiespeicher genutzt werden. Allerdings gibt es auch noch eine weitere Möglichkeit, ungenutzten Strom sinnvoll zu nutzen, und zwar mit dem Prinzip Vehicle-to-Load (V2L).

Was ist Vehicle-to-Load?

Mit der Vehicle-to-Load-Funktion können Elektrofahrzeuge andere elektronische Geräte mit Strom versorgen. Das geht entweder durch eine bereits integrierte Steckdose oder einen externen Ladeanschluss.

„Ob Sie nun Ihr Auto staubsaugen möchten oder eine große Campingreise planen – die Möglichkeiten liegen ganz bei Ihnen und sind unbegrenzt“, beschreibt Kia das Prinzip.

Auf seiner Website schreibt der Autohersteller, dass Verbraucher bis zu 80 Prozent der maximalen Kapazität der Batterie nutzen können. „Das reicht für eine vierköpfige Familie für etwa fünf Tage“, so der Autobauer.

Unterschied zu Vehicle-to-Grid (V2G) und Vehicle-to-Home (V2H)

Während sich die einzelnen Funktionen stark ähneln, gibt es doch einige Unterschiede. Wie bereits erwähnt, wird bei V2G ungenutzte Energie aus der Batterie zurück ins Stromnetz eingespeist. Das Auto dient dem Netz damit als Puffer: Bei Stromüberschuss lädt es, bei hoher Nachfrage gibt es Energie ab.

Beim Vehicle-to-Home-Prinzip wiederum fließt Strom aus E-Auto-Batterien zurück in das hauseigene Stromnetz. Dabei hängt das Fahrzeug wie beim Laden an der hauseigenen Wallbox. Ungenutzter Strom fließt also zurück ins Haus, wenn anderweitige Stromquellen, wie beispielsweise eine PV-Anlage auf dem Dach, nicht genügend Energie liefern.

Alle Prinzipien haben allerdings gemeinsam, dass sie die Art und Weise, wie wir erneuerbare Energie nutzen, neu definieren können. Dadurch, dass sich die E-Autobatterie als Speicher nutzen lässt, können Verbraucher grüne Energie wesentlich effizienter und konstanter nutzen – egal wo sie sich aufhalten.

Vehicle-to-Load: Vielseitig einsetzbar

Das eigene E-Auto als riesige Powerbank zu nutzen, ist in verschiedenen Situationen hilfreich. Besonders beim Camping und verschiedenen Outdoor-Aktivitäten lassen sich per V2L beispielsweise Kühlboxen, Kaffeemaschinen, E-Bikes oder Laptops direkt am Auto aufladen.

Auch Elektrowerkzeuge wie Bohrmaschinen oder Sägen kann die E-Auto-Batterie mit Strom versorgen. Das ist besonders hilfreich, wenn Handwerker an eher abgelegenen Arbeitsorten ohne Stromanschluss tätig werden. Auch im Notfall kann die Technologie Abhilfe leisten. Kommt es zum Stromausfall, können vor allem wichtige Kleingeräte wie Smartphones vorübergehend mit Energie versorgt werden.

Nutzer, die außerdem noch weitere erneuerbare Energien als Stromquelle nutzen, können ihre Abhängigkeit vom Stromnetz sowie ihren Eigenverbrauchsanteil stark reduzieren, indem sie ihr Auto tagsüber mit einer PV-Anlage laden und die Batterie abends dann als Energiequelle nutzen.

Wichtig: V2L ist nicht in jedem Fahrzeugzustand nutzbar. So lassen sich integrierte Steckdosen oder Adapter meist nur nutzen, wenn das E-Auto nicht selbst am Strom hängt.

Wie sicher ist die Technologie?

Um Sicherheit und Bedienung des Vehicle-to-Load-Prinzips zu testen, hat der ADAC Mitte 2026 verschiedene Elektroautos untersucht. Im Test waren sechs Fahrzeuge, neben BMW, BYD und Kia auch MG und Renault.

Die gute Nachricht: Auf Kurzschlüsse und Überlastungen reagierten alle untersuchten Fahrzeuge regelkonform mit Abschaltung.

Die gemessenen Spitzenleistungen beim V2L lagen bei allen Fahrzeugen unter den 3,7 kW, auf die Steckdosen im Haushalt maximal ausgelegt sind. Nur der BMW iX3 ließ 4 bis 5 kW etwa 10 Minuten zu, bevor er abschaltete. […] Bei dem im ADAC Versuch gezielt herbeigeführten Kurzschluss haben alle Fahrzeuge abgeschaltet, sodass kein Sicherheitsrisiko bestand.

Dennoch gab es auch Kritik vom Automobilclub: Vehicle-to-Load sei teils eine aufpreispflichtige Sonderausstattung, die ab Werk geordert werden müsse. Außerdem erwähnten die Experten auch die Energieverluste beim Betrieb externer Geräte. Alle Fahrzeuge hätten beim Betrieb einen erheblichen Eigenverbrauch von 390 bis 500 Watt, beim BMW war die Messung nicht möglich.

Außerdem ärgerlich: Trotz der hohen Sicherheit verbieten die Hersteller aller Testfahrzeuge die Nutzung von Vehicle-to-Load bei Nässe. Vor allem im Freien fällt allein damit bereits ein bedeutender Vorteil der Technologie weg.

Auch die grundsätzliche Bedienung am Auto und im Umgang mit dem Adapter könnte laut ADAC intuitiver sein. „Die Bedienung ist oft unnötig komplex, die Nutzerführung verwirrend, und Fehlermeldungen sind teils nichtssagend, teils übertrieben dramatisch.“

Trotz eines gewissen Spielraums für Verbesserungen zeigen sowohl V2L als auch V2G und V2H das Potenzial moderner Elektroautos abseits des Fahrens.

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