Enercity handelt mit 12 ID. Buzz an der Strombörse: V2G verlässt den Pilotmodus

Zwölf VW ID. Buzz, zwölf bidirektionale Ladepunkte, 53 Stunden Börsenbetrieb: Enercity hat im Mai dieses Jahres erstmals eine Unternehmensflotte im Realbetrieb wie einen stationären Stromspeicher am Energiemarkt eingesetzt. In 145 Handelsvorgängen am Intraday-Continuous-Market erzielte der Hannoveraner Energieversorger einen Erlös im niedrigen dreistelligen Bereich. Ob es 150 oder 300 Euro waren, wollte Enercity nicht konkretisieren.

Die zwölf Fahrzeuge kamen zusammen auf eine technische Aggregationsleistung von 0,132 MW. Gehandelt wurden 0,1 MW, die Mindestgröße für die Teilnahme am Energiemarkt. Enercity wählte bewusst eine leichte Überbuchung, weil Fahrzeuge im Flottenbetrieb auch kurzfristig abfahren können. Der Algorithmus kaufte Strom bei niedrigen Preisen und speiste ihn bei hohen Preisen zurück ins Netz, genau wie ein klassischer Batteriespeicher.

Dem Börsentest ging eine rund viermonatige Schattenhandelsphase voraus, in der Datenflüsse und Systemstabilität ohne echten Handel geprüft wurden. Das Projekt startete im September 2025 mit einem einzelnen Fahrzeug, das testweise an ein virtuelles Kraftwerk angebunden wurde. Im März 2026 unterzeichneten Enercity und VW Nutzfahrzeuge eine formelle Kooperationsvereinbarung. Enercity betreibt insgesamt 75 ID. Buzz in der eigenen Serviceflotte, die damit mehr als die Hälfte aller Elektrofahrzeuge des Unternehmens stellen.

Maximiliane von Butler, Leiterin der Abteilung Energie-Innovation bei Enercity, sieht den entscheidenden Engpass heute weniger in der Fahrzeug- oder Ladetechnologie als in den energiewirtschaftlichen Prozessen: Wie werden mobile Speicher gemessen, bilanziert und abgerechnet, wenn Strom zwischengespeichert und später wieder eingespeist wird? Genau hier setzt das Regulierungsvorhaben "MiSpeL" der Bundesnetzagentur an, das Lade- und Speichervorgänge sauber voneinander abgrenzen soll. Für eine bundesweite Skalierung müssten aber mehr als 700 Netzbetreiber ihre Abrechnungssysteme anpassen, Messstellenbetreiber passende Zähler bereitstellen und Installateure die Voraussetzungen beim Kunden schaffen.

Enercity hofft auf eine Übergangslösung bis Ende 2028 und anschließend auf die Überführung aller bidirektional ladenden Speicher in die neue Netzentgeltsystematik (AgNes). Bereits zum 1. Januar 2026 trat eine Regelung in Kraft, die rückgespeisten Strom aus E-Auto-Batterien von Netzentgelten befreit. Ende 2024 waren laut e-mobil BW rund 166.000 E-Autos in Deutschland grundsätzlich bidirektional ladefähig, bei einem Gesamtbestand von etwa 1,65 Millionen E-Autos.

Perspektivisch will Enercity aus dem Versuch ein reguläres Angebot für Flottenkunden entwickeln und dabei nicht mehr nur als Energielieferant, sondern als Aggregator und Flexibilitätsdienstleister auftreten. Von Butler skizziert das Ziel: In fünf Jahren soll es keine Pilotprojekte mehr geben, sondern fertige Produkte für Gewerbekunden auf dem Markt.