Erneuerbare Energien bei Google bevorzugen
Auf dem Betriebshof stehen zehn Elektro-Lkw. In ihren Batterien steckt zusammen Energie im Megawattstundenbereich. Bisher wäre diese Kapazität während der Standzeit vor allem eines: ungenutzt. Künftig könnte sie Strom aus der eigenen Solaranlage aufnehmen, eine Verbrauchsspitze im Depot abfangen oder Energie ins öffentliche Netz zurückgeben. Für Speditionen eröffnet sich damit eine Chance, die über günstigere Fahrten hinausgeht: Ihre Flotte könnte zum beweglichen Großspeicher werden.
Dass das technisch möglich ist, hat ein Konsortium unter Leitung der Technischen Universität München (TUM) im Forschungsprojekt Spirit-E erprobt. Bei einer Spedition im Raum Regensburg speiste ein Elektro-Lkw über eine bidirektionale Gleichstrom-Ladestation Strom zurück. Seine nutzbare Batteriekapazität betrug 480 Kilowattstunden, die Rückspeiseleistung laut TUM bis zu 350 Kilowatt. Das Fahrzeug versorgte andere Fahrzeuge und den Betriebshof mit Energie und gab Strom an das öffentliche Netz ab. Vehicle-to-Grid, kurz V2G, heißt der letzte Schritt: Aus dem Stromabnehmer wird zeitweise ein Stromlieferant.
Das Thema begeistert auch Automobilkonzerne: Volkswagen bereitet seit einiger Zeit gemeinsam mit Elli – der Energiemarke des Volkswagen Konzerns – den Marktstart eines vollständig integrierten Vehicle-to-Grid-Angebots (V2G) für Privatkunden in Deutschland vor. Martin Sander, Vorstand für Vertrieb, Marketing und After Sales bei Volkswagen Pkw, sagt, Elektromobilität entfalte ihr volles Potenzial nur dann, wenn sie für Kundinnen und Kunden auch wirtschaftlich überzeugt. „Mit Vehicle-to-Grid schaffen wir genau das: deutlich geringere Ladekosten zu Hause – und perspektivisch ein nahezu kostenfreies Laden.“
Aus Standzeit wird ein Geschäft
Der mögliche Gewinn liegt im richtigen Zeitpunkt. Ein Lkw könnte laden, wenn Strom günstig oder auf dem eigenen Dach reichlich Solarenergie verfügbar ist. Später gibt er einen Teil davon wieder ab – etwa wenn auf dem Betriebshof viele Verbraucher gleichzeitig laufen oder der Strompreis am Markt höher liegt. Im Projekt spielten die Partner einen solchen Stromhandel in einer Testumgebung durch. Einen laufenden, für beliebige Speditionen sofort verfügbaren Handel mit Lkw-Batterien belegt der Versuch damit noch nicht. Er zeigt aber, dass sich die dafür benötigten Systeme miteinander verbinden lassen.
Besonders greifbar ist der Nutzen hinter dem eigenen Werkstor. Gespeicherter Solarstrom kann später auf dem Betriebsgelände eingesetzt werden. Rückspeisung kann zudem kurze, teure Lastspitzen abmildern. Das Projektteam sieht durch eine intelligente Stromnutzung ein Potenzial, die Energiekosten um rund zehn Prozent zu senken. Wie viel davon im einzelnen Betrieb ankommt, hängt unter anderem von Touren, Standzeiten und Strompreisen ab. Der Akku darf schließlich nur so weit entladen werden, dass der Lkw seine nächste Fahrt sicher schafft.
Viele Lkw, ein großer Speicher – theoretisch
Die Dimension lässt sich am Regensburger Testfahrzeug illustrieren: Zehn Lkw mit jeweils 480 Kilowattstunden nutzbarer Batteriekapazität kämen rechnerisch auf 4,8 Megawattstunden. Das ist kein Ergebnis des Feldversuchs und keine Menge, die jederzeit für das Netz bereitstünde. Ein Teil der Energie wird für die Fahrten gebraucht; manche Fahrzeuge sind unterwegs, andere noch nicht angeschlossen. Gerade eine große Flotte könnte solche Unterschiede jedoch ausgleichen: Wenn einzelne Lkw zurückkehren oder abfahren, bleiben möglicherweise andere als Speicher verfügbar. Ob daraus ein verlässlich vermarktbares Angebot wird, entscheidet die Disposition.
Die TUM hat deshalb nicht nur die Rückspeisung untersucht, sondern auch reale Fahrdaten von sechs deutschen Schwerlastflotten mit zusammen 2,15 Millionen aufgezeichneten Kilometern ausgewertet. Das Ergebnis unterstreicht, wie wichtig die Ladeplanung ist. Reservierbare öffentliche Ladepunkte könnten auf der Langstrecke die Planungssicherheit erhöhen; der Zeitverlust gegenüber Diesel-Lkw sinkt in den untersuchten Szenarien im Median auf rund ein bis vier Prozent. Eigene Ladeinfrastruktur im Depot erweitert wiederum den Teil einer Flotte, der sich zuverlässig elektrisch betreiben lässt. Für V2G erscheinen vor allem Fahrzeuge interessant, die regelmäßig zum Betriebshof zurückkehren und dort planbar stehen.
In den Berechnungen der Begleitforschung sank durch eine intelligente Einbindung von Depot und Flotte in Stromnetz und Strommarkt die Gesamtkostenbelastung im Mittel um 1,7 Cent pro Kilometer. Mit bidirektionalem Laden waren es 6,1 Cent pro Kilometer. Solche Modellwerte sind ein Hinweis auf das Potenzial – keine garantierte Rendite für jeden Lkw. Ladeinfrastruktur, Netzanschluss und Vermarktung müssen sich im jeweiligen Betrieb ebenfalls rechnen.
Technik funktioniert, der Alltag ist komplizierter
Für die Regensburger Erprobung mussten Fahrzeug, Ladesäule, Energiemanagement, Stromvermarkter und Netzbetreiber zusammenspielen. Die Kommunikation zwischen Lkw und Ladeinfrastruktur basierte auf ISO 15118-20. Hinzu kamen Schnittstellen für den Betrieb und ein System zur Reservierung von Ladepunkten. Das Projekt demonstriert damit nicht bloß einen rückwärts laufenden Ladevorgang, sondern ein Zusammenspiel mehrerer Akteure – eine Voraussetzung, wenn aus einzelnen Fahrzeugen ein steuerbarer Flottenspeicher werden soll.
Der Rechtsrahmen bewegt sich ebenfalls. Die Bundesnetzagentur beschloss am 1. Oktober 2026 ihre Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten, kurz MiSpeL. Sie soll unter anderem ermöglichen, zwischengespeicherten Strom für die Rückspeisung sauber zuzuordnen und entsprechende Strommengen bei Netzentgelten und Umlagen zu saldieren. Das ist wichtig für Geschäftsmodelle, bei denen Fahrzeuge sowohl eigenen Solarstrom als auch Strom aus dem Netz aufnehmen. Ein Selbstläufer ist die Abrechnung noch nicht: Für die vorzeitige Nutzung der MiSpeL-Optionen sind in einer Übergangszeit bis Ende September 2027 die Zustimmungen von Netz- und Messstellenbetreiber erforderlich.
Auch technische Regeln werden konkreter. Die 2026 überarbeitete VDE-Anwendungsregel für Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz berücksichtigt rückspeisefähige Ladeeinrichtungen. Ab 1. Januar 2027 gelten zudem EU-Anforderungen an die Unterstützung von EN ISO 15118-20 für betroffene neue oder wesentlich erneuerte Ladepunkte. Ein Kommunikationsstandard allein macht allerdings weder Fahrzeug noch Standort rückspeisefähig: Dafür braucht es passende Hardware, Netzanschluss, Messung und Steuerung. Gerade bei großen Lkw-Depots kann die verfügbare Netzanschlussleistung zur entscheidenden Grenze werden.
Die Aussicht bleibt dennoch bemerkenswert. Spirit-E hat gezeigt, dass ein schwerer Elektro-Lkw nicht nur Strom verbraucht, sondern Fahrzeuge, Betriebsgelände und Netz versorgen kann. Wenn sich solche Lösungen auf ganze Flotten übertragen und wirtschaftlich betreiben lassen, wird aus dem Parkplatz eine Energieanlage auf Rädern. Die Ware ist dann nicht das Einzige, was ein Lkw bewegt: Er verschiebt auch Strom in die Stunden, in denen er gebraucht wird.
