Europas mest driftssikkert parkerede kraftværk holder forskellige åbningstider på hvert marked

Vehicle-to-grid har været fem år væk i niogtyve år. Artiklen, der gav det et navn, udkom i 1997, den første kommercielle hub åbnede i 2016, og alle prognoser derimellem lagde vendepunktet lige over horisonten. Det, der gør 2026 anderledes, er ikke teknologien, som har virket i forsøg siden Delaware. Det er, at udsagnet for første gang kan testes mod data: bilparken er stor nok til at måle, wallboxe er til salg, og markederne, der ville betale, har offentliggjort deres priser. Så vi målte, og denne artikel er resultatet. Den begynder med historien, fordi historien er grunden til at være forsigtig.

Tanken om, at en parkeret bil er et kraftværk, er ældre end de fleste biler i vores panel, og de fem år er rykket frem i takt med kalenderen. En kort, uretfærdig historie.

I 1997 skrev Willett Kempton og Steven Letendre artiklen, der gav fænomenet et navn: Batterierne i elbiler ville tilsammen overstige produktionskapaciteten fra alle landets kraftværker mange gange, og kunsten var ikke energimængden, men at reagere i det øjeblik, nettet bad om det. På det tidspunkt fandtes der næsten ingen elbiler. Den samme gruppe regnede på økonomien i 2005: pengene lå i frekvensregulering og reserver, ikke i grundlast, og én bil kunne i princippet tjene tusindvis af dollars om året på det. Tyve år senere citeres artiklen stadig i de fleste V2G-forretningsplaner.

Prognoserne begyndte, da Leaf fandtes. I november 2011 talte Pike Research næsten 100 000 V2G-kompatible køretøjer i 2017. I maj 2012 lancerede Nissan LEAF to Home i Japan, et år efter Fukushima, og bilen blev en nødgenerator for huset, før den blev noget for elnettet. I marts 2015 satte Navigant indtægterne fra vehicle-grid til omkring 21 millioner dollars om året i 2024, og i august 2016 åbnede Nissan, Enel og Nuvve verdens første fuldt kommercielle V2G-hub: ti elektriske varevogne på en forsyningsvirksomheds parkeringsplads i Frederiksberg, København.

I februar 2018 finansierede den britiske regering 21 V2G-projekter med 30 millioner pund, med forsøg på omkring 2 700 køretøjer; Electric Nation og Powerloop, som vi trækker på for tilslutningsadfærd senere i artiklen, kom ud af den runde. I december 2019 hævede Navigant sit tal til 1.4 milliarder dollars i 2030. I april 2022 erklærede Utrecht sig som verdens første bidirektionelle region med 150 delte Ioniq 5'er. I 2025 satte Octopus en V2G-tarif til salg i Storbritannien, Renault gjorde det samme med 5'eren i Frankrig, og i 2026 leverede Volkswagen, BMW og E.ON wallboxene. Fra 2027 kræver AFIR den bidirektionelle protokol på nye offentlige AC-ladepunkter.

Læs datoerne, og hver eneste blev annonceret som vendepunktet. Forsøgene virkede, for at være fair: Bilerne regulerede frekvens i Delaware, København og Utrecht. Det, der aldrig fandtes før nu, var en bilpark stor nok til at betyde noget, en wallbox man kunne købe, en protokol alle talte, og en tarif der betalte, i samme land på samme tid. Den første af de fire er den, vores data kan sige noget om, og den har ændret sig mere de seneste tre år end i de foregående femogtyve. Derfor handler resten af denne artikel om bilparken, ikke teknologien.

Del 1. Udbudssiden: hvor meget af bilparken er på kablet, og hvornår

Et kraftværk beskrives med tre tal: hvor stor kapacitet det har, hvornår det er tilgængeligt, og hvad det koster at drive. For det distribuerede batteri i Europas elbiler er det tredje tæt på nul, og de første to er ukendte, fordi ingen måler en parkeret bil. Denne del måler det, der kan måles, det offentlige Type 2-netværk time for time i elleve lande, og skalerer derefter op til bilparken ud fra tydelige antagelser. Alt her handler om udbud. Om nogen betaler for det udbud, er Del 2.

Lynladere tager overskrifterne. Type 2 gør arbejdet, mens ingen kigger. Ved midnat på en hverdag i august havde 20% af Hollands offentlige AC-ladepunkter en bil på kablet: omkring 31 000 køretøjer bundet til en ladestander langs vejen, uden at foretage sig noget før morgenstunden. I Oslos kommunale gader er tallet 37%. I Stockholm er det samme stik travlest klokken ni om morgenen, på en virksomhedsparkeringsplads.

Det er råmaterialet for vehicle-to-grid: ikke batteriet, som er givet, men de timer bilen tilbringer forbundet til en ledning. Denne del arbejder kun med det, vi kan se: 408 000 offentlige AC-ladepunkter i elleve lande, aflæst time for time. Den måler, hvornår de har en bil tilsluttet, forklarer hvorfor timerne varierer fra marked til marked, og sammenholder dem med timen, hvor hvert elnet topper. Alle konklusioner handler kun om det offentlige netværk og intet andet indtil sidste afsnit, som estimerer indkørslerne og parkeringspladserne, vi ikke kan se.

Ét stik, tre skift: Hvad de offentlige ladepunkter viser

Sorter landene efter den time, hvor deres offentlige AC-ladepunkter er mest fyldte, og de falder i tre grupper. Dette gælder kun det offentlige netværk: ladestandere langs vejen, parkeringspladser og destinationssteder, ikke wallboxen i garagen. Nattevagten er Holland og Norge: Ladepunkterne fyldes fra 17:00, topper omkring midnat og tømmes efter 07:00. Dagskiftet er Sverige, Finland og Schweiz: Ladepunkterne fyldes klokken 07:00, topper klokken ni eller ti og har kun en bil på omkring 8% af ladepunkterne klokken to om natten. Heldagsskiftet er Tyskland, Italien, Frankrig og Grækenland: en fladere kurve, der fyldes op midt på formiddagen, holder sig travl gennem aftenen og aldrig helt tømmes.

Årsagen er ikke stikket. Det er, hvem der ejer bilen, og hvor den står om natten. I Nederlandene kan kun 27% af husstandene parkere på egen grund, og 64% af nye elbiler er leasingbiler. En nederlandsk offentlig stander er i praksis en hjemmelader, der tilfældigvis står på fortovet; den nationale ladeundersøgelse viser, at bilister uden hjemmeladning kører 63% af deres kilometer på offentlig AC. I Norge er ejerskabet privat, privatleasing udgør kun 16% af salget, og omkring ni ud af ti ejere lader hjemme; det, der er tilbage til det offentlige AC-net, er bykernen med lejligheder, og derfor opfører det sig som Amsterdam. Sverige er spejlbilledet: kun omkring en tredjedel af nye biler registreres af privatpersoner, en firmabil kommer med en stikkontakt på arbejdspladsen, og det offentlige AC-net er i vid udstrækning parkeringspladsen under kontoret. Tyskland ligger imellem med omtrent to tredjedele af nye BEV'er gennem erhvervskanaler og et offentligt net bygget omkring destinationer snarere end kantsten.

Norge viser begge mønstre inden for ét land. Oslos kommunale kantstensnet har en bil stående i 37% af pladserne fra midnat til 04:00 og flytter sig knap, før morgenafgangene begynder kl. 05:00. Mer Norways destinationslokationer gør det modsatte: De fyldes fra 09:00 og tømmes kl. 18:00. Læg de to sammen med resten af landet, og den nationale offentlige AC-kurve flader ud til omkring 14% døgnet rundt. Sverige fastholder sin arbejdspladsprofil hele vejen ned: 8% af pladserne har en bil stående natten over, 17% kl. 08:00.

Det har to konsekvenser, begge for den offentlige infrastruktur. Lande på nathold holder bilerne på kablet netop i de timer, hvor nettet ikke har noget bedre at bruge dem til, hvilket gør dem ideelle til opladning og ubrugelige til at barbere aftenens spidsbelastning — medmindre bilen allerede er der kl. 17:00. Og det er den for det meste i Nederlandene: 18% af pladserne er optaget kl. 17:00 mod 20% ved midnat. Lande på daghold holder bilerne i soltimerne og giver dem tilbage kl. 16:00, hvilket er den forkerte retning for en aftenspids og den rigtige for at opsuge et overskud midt på dagen.

Når bilerne er på kablet, og når elnettet vil have dem

Et parkeret batteri er kun noget værd i den time, hvor systemet mangler kapacitet. Vores tilslutningskurver er fra august, så vi holdt elnettet til samme måned: For hvert land tog vi den gennemsnitlige hverdagsbelastning for august 2026 fra Energy-Charts, fandt den time, hvor den topper, og aflæste den offentlige tilslutningskurve på det tidspunkt. Belastning er her det, nettet faktisk skal levere, netto efter solceller på tage, og derfor falder sommertoppene i Nederlandene, Spanien og Italien efter mørkets frembrud, mens den tyske lander kl. 11:00. Grafen sætter andelen af pladser med en bil på det tidspunkt ved siden af andelen i landets egen travleste time for tilslutning. Forskellen mellem de to søjler er den del af den offentlige infrastruktur, der allerede er kørt hjem, eller endnu ikke er ankommet. Hvad der sker i private garager på det tidspunkt, er et spørgsmål til sidste afsnit.

Om sommeren vil elnettet have de offentlige pladser, når de er fulde. Den nederlandske top kommer kl. 21:00, hvor kantstenspladserne er 92% så fulde, som de vil være ved midnat. Norge topper kl. 20:00 på en kurve, der er flad døgnet rundt. Italien og Spanien topper også efter mørkets frembrud, med pladserne på eller tæt på deres aftenhøjdepunkt. Arbejdspladslandene har det samme held fra den anden side: Sveriges sommerbelastning topper kl. 11:00 og Finlands kl. 13:00, midt i arbejdsdagen, hvor pladserne er 97% og 95% så fulde som ved deres egen top. Frankrig og Grækenland topper kl. 14:00, på deres eftermiddagsplateau.

Undtagelserne er destinationsmarkeder, hvor bilerne følger andre tider end elnettet. Schweiz' belastning topper kl. 19:00, efter dagskiftets infrastruktur er kørt: 8% af pladserne har da en bil stående mod 12% kl. 10:00. Tyskland er spejlbilledet: Dets sommertop er kl. 11:00, og de offentlige pladser fyldes mod aftenen, så de er 74% så fulde ved toppen som kl. 19:00.

Vinteren er den hårdere test, og vi kan kun gennemføre den, hvor vi har tilslutningskurver fra januar. Det har vi for Norge og Sverige, fra et ældre fast panel af pladser. Sveriges belastning i januar topper kl. 17:00; pladserne havde en bil stående i 13% af tilfældene på det tidspunkt mod 26% kl. 11:00, så halvdelen af arbejdspladsinfrastrukturen havde stemplet ud, før elnettet havde brug for den. Norges januarbelastning er højest kl. 16:00 på en gennemsnitlig hverdag, og rekorden nogensinde kom mellem 08:00 og 09:00 den 7. januar 2026: Det norske panel viste 16% kl. 16:00 og 17% kl. 08:00 mod 25% natten over. Kantstensinfrastrukturen trækker sig væk, mens elnettet sætter rekorder. De franske og italienske vintertoppe flytter til kl. 09:00 om morgenen; vi kører samme kontrol der, når januarkurverne er inde.

Så på det offentlige net er sommerinfrastrukturen på vagt i den rigtige time næsten overalt, og de to undtagelser er destinationsmarkeder, hvor bilerne kører, før toppen kommer, eller ankommer efter den. Om vinteren, hvor vi kan kontrollere det, vender billedet: Arbejdspladsinfrastrukturen stempler ud før den svenske top, og kantstensinfrastrukturen kører væk, mens Norge sætter sine rekorder. Hvor infrastrukturen ikke er på vagt, er dens værdi slet ikke peak shaving, men at absorbere sol og vind midt på dagen — en reel ydelse og en anden forretningsmodel.

Vinteren gør infrastrukturen større og behovet større

En elbil bruger langt mere energi om vinteren: Kabinevarme, batterikonditionering, sne og højere rullemodstand. NAF's vintertest fra 2025 fandt et gennemsnitligt rækkeviddetab på 19% mellem minus seks og plus otte grader; testen fra 2026, udført helt ned til minus 32, fandt 38%. Geotabs datasæt med fem millioner ture placerer den brugbare rækkevidde på 54% af den nominelle ved minus 15. Mere energi pr. kilometer betyder flere ladesessioner, og flere sessioner betyder flere timer på kablet.

Vores faste norske panel viser det: Belægningen på offentlig AC steg fra omkring 15% i september til 20% i januar, og den daglige serie følger temperaturen med r = −0.68 (Open-Meteo-reanalyse, befolkningsvægtet). Sverige følger slet ikke temperaturen (r = −0.08); kun juleferien flytter den, når kontorerne tømmes, og belægningen falder fra 15% til 9%. Det er igen ejerskabshistorien: Et arbejdspladsnet følger kalenderen, et kantstensnet følger termometeret. Både Norges og Finlands rekordtoppe ligger på vintermorgener, så den offentlige kantstensinfrastruktur er størst netop i den sæson, hvor elnettet er mest presset, og forlader gaden netop i den time, hvor elnettet er mest presset.

Hvad en tilsluttet bil er værd, marked for marked

Alle bidirektionelle produkter, der kommer på markedet i Europa i 2026, lander omkring 11 kW på trefaset 400 V: Volkswagen og Ellis BiDi-lader, BMW og E.ON's 11 kW DC-wallbox til iX3, Renaults Mobilize-boks på 7 til 22 kW, Wallbox' Quasar 2 på op til 12.8 kW. Hyundai og Kia har aktiveret V2G for EV9 og Ioniq 9 i Nederlandene. Men effektgrænsen for en hjemmetilslutning sættes af huset, ikke af bilen.

Den enfasede begrænsning betyder mest i landet med flest biler. Mere end 70% af norske boliger er tilsluttet et 230 V IT-net, hvor trefaset opladning ikke er en mulighed, og NAF anbefaler enfaset ved 16 eller 32 A. Norges bilpark på en million biler tæller derfor med 7 kW, det samme som Storbritanniens, mens en hollandsk eller tysk bil tæller med 11. Volkswagen angiver omkring én million MEB-biler i Europa som klar til bidirektionel drift, hvilket sammen med Renault, Hyundai, Kia og BMW er grundlaget for vores antagelse om, at 15% af dagens bestand kunne levere strøm tilbage, hvis wallboxen og tariffen fandtes.

Fra ladestanderne, vi kan se, til bilparken, vi ikke kan: i dag og 2030

Alt ovenfor er målt. Herfra er det estimeret. Offentlig AC er et lille vindue ind til en stor bilpark: ved den hollandske netspids udgør vores ladestandere omkring 3% af landets BEV'er, i Tyskland 0.2%. De fleste biler sover i indkørsler og garager, vi ikke kan se, og intet i det offentlige mønster fortæller os, om de er tilsluttet. Derfor bygger vi tallet på flådeniveau af tre dele: bilerne, vi måler ved offentlige ladestandere, bilerne hos førere, der kan lade hjemme, ganget med en sandsynlighed for at være tilsluttet på den pågældende time, og tilsvarende bilerne hos førere med en stikkontakt på arbejdspladsen. Sandsynlighederne kommer fra de forsøg, der har målt dem: Electric Nation fandt, at biler var tilsluttet i over 12 timer pr. session og blev ladet to til tre gange om ugen, hvilket betyder, at en hjemmebil er på kablet 30% til 45% af nætterne, og Octopus Power Pack beder sine V2G-kunder om 12 timer om dagen i 20 dage om måneden. Inputtene står i tabellen, så de kan diskuteres.

Med disse antagelser står der ved hvert lands egen netspids i dag mellem 12 og 20 GW inverterkapacitet tilsluttet på tværs af de elleve lande, hvoraf 2.0 til 3.2 GW tilhører biler, der teknisk set kan levere strøm tilbage. I 2030, når bilparken er mere end fordoblet, og seks ud af ti nye biler er bidirektionale, udgør den egnede andel 10 til 16 GW og 15 til 24 GWh brugbar energi i spidsbelastningstimen. Alene Tyskland står for 3.0 til 5.2 GW af dette. Fraunhofer ISI og T&E vurderer, at V2G kan erstatte 13 GW backupkapacitet i hele EU i 2040; vores elleve lande er på vej i den retning – og foran kurven på markederne med gadeparkering.

Del 2. Efterspørgselssiden i dag: to værdipuljer

En parkeret, tilsluttet, bidirektional bil kan få betaling to steder, og det er forskellige markeder med forskellig fysik. Foran måleren køber transmissionssystemoperatøren retten til at trække på bilens effekt i sekunder eller minutter for at holde frekvensen og genoprette balancen: en ren udbuds- og efterspørgselsauktion med et fast behov, prissat af den billigste udbyder, der er villig til at stå klar. Bag måleren flytter bilen husstandens eller bygningens eget forbrug fra dyre timer til billige, og værdien er en besparelse på regningen, begrænset af hvor stor en del af regningen der kan flyttes. Den første pulje er lille og hårdt omstridt. Den anden er stor samlet set og tynd pr. bil. Vi opgør begge til dagens priser; Del 3 undersøger, hvordan priserne selv vil udvikle sig.

Pulje et: frekvens- og balanceringsreserver

Alle europæiske systemoperatører køber de samme tre ting: frekvensholdningsreserve (FCR, de første sekunder), automatisk genoprettelsesreserve (aFRR, de næste minutter) og manuel reserve (mFRR, det næste kvarter og derefter), plus nogle få lokale produkter. En bil kan teknisk set levere alle tre, men det afgørende for, om den må, er regelsættet: minimumsbuddet, om små aktiver må puljes, om en husstand bag en standardmåler kan kvalificere sig, og om en aggregator kan agere uden kundens elleverandør. Tabellen viser status i september 2026, baseret på TSO'ernes egne dokumenter.

Læs ned gennem sidste kolonne, og kortet tegner sig klart. De nordiske markeder accepterer bud fra 100 kW, puljer alt, og ti danske varevogne har solgt FCR-N siden 2016; Fingrid har skrevet aggregerede providing groups ind i sine prækvalifikationsregler, og Virta kører allerede offentlige ladere i finsk FCR-D, kun med opladning. Frankrig certificerede en flåde af firmabiler til FCR i februar 2022, Schweiz prækvalificerede halvtreds Hondaer til FCR og aFRR, og Nederlandene kørte biler i TenneT aFRR allerede i 2019. Tyskland har en prækvalifikationsvejledning skrevet specifikt til elbiler, og her er måling adgangsbilletten: hvert sted kræver intervalmåling, hvilket udelukker den standardprofil-husholdning, som de fleste bilister er. Storbritanniens adgangsbillet er den samme, bare hårdere: Powerloop konstaterede, at ladernes ti-sekunders måling var langt fra det, frekvenstjenester kræver. Spanien anerkendte først den uafhængige aggregator ved dekret i 2026, Italien begyndte overhovedet først at betale for FCR i juni 2026, Grækenland har licenseret aggregatorer og ingen biler. Norge er klar på papiret og har netop sat et loft over, hvad små aktiver må prækvalificere.

Prisen, en megawatt reserve indtjener, fastsættes af den, der billigst vil stå klar, og siden 2023 har det været et batteri. Sveriges FCR-D up lå i snit på 127 euro pr. MW pr. time i 2022 og 12 i 2025; et svensk batteris indtægt fra systemydelser faldt omkring 90 % mellem midten af 2023 og starten af 2026, og de nordiske TSO'er talte 670 MW batterier prækvalificeret til et produkt på 550 MW. Storbritanniens Dynamic Containment betalte 17 pund ved lanceringen i 2021 og 2 til 4 pund siden 2023, med 7 GW batterier tilsluttet. Tyskland havde 1.35 GW batterier prækvalificeret til FCR den 1. januar 2026, 2.3 gange mere end landet køber, og Modo forventer, at aFRR mættes inden for to til tre år. Frankrig er undtagelsen, der bekræfter reglen: FCR faldt 73 % fra 2022 til 2024, men aFRR åbnede igen for batterier, og indtægterne steg, indtil videre. Hvor end en bil kan komme frem, er en container med celler kommet først, har ikke brug for en chauffør og byder til sin marginalomkostning.

Sæt en bil ind på de markeder på realistiske vilkår – et bud på 7 kW, 3 000 timer om året tilsluttet med råderum, aggregatoren beholder 40% – og den indbringer 150 til 350 euro om året til 2025-priser i det meste af Europa, op til omkring 680 i de lommer, hvor FCR-N eller aFRR stadig betaler: Sverige, Danmark, Frankrig, Nederlandene. Det stemmer overens med det, der faktisk tilbydes. Elli betaler op til 720 euro det første år for 250 timer om måneden, Dreev betalte op til 20 euro om måneden, og de danske varevogne tjente 1 400 til 1 900 euro om året til 2017- til 2019-priser, som ikke længere findes. Lommerne er små: puljerne er på 50 til 2 000 MW, svarende til titusinder til nogle få hundrede tusinde biler ved fuld tilgængelighed, over for millioner af elbiler og 360 000 V2G-klare Volkswagen-biler alene i Tyskland. Fyld en pulje, og prisen ender dér, hvor Storbritanniens er endt, og ved 4 euro pr. MW pr. time indbringer en bil omkring 50 euro om året, mindre end dens egen måling. Det er formen på ethvert fleksibilitetsmarked, efterhånden som det modnes, og bilerne kommer ind sidst på kurven, ikke først.

Pulje to: bag måleren

Scenariet, som alle wallbox-brochurer lægger ud med, er familiebilen som husets batteri. Vi byggede en enkel timebaseret model for det. Tag et år med day-ahead-priser frem til august 2026 for hvert marked, læg energiafgift, nettarif pr. kilowatt-time og moms oveni, så det ligner en spotprisindekseret husholdningsaftale, giv huset en normal forbrugskurve med en aftenspids og, i nord, en vinter, og giv familien en bil på 60 kWh, der kører kl. 07:00 på hverdage, kommer tilbage kl. 17:00 efter at have brugt 7 kWh, og bliver hjemme hele weekenden. Lad så en controller med perfekt fremsyn hver eftermiddag, når morgendagens priser offentliggøres, afgøre, hvornår bilen skal lade, og hvornår huset skal forsynes fra bilen, inden for et vindue på 12 til 54 kWh og med to cent pr. kilowatt-time til batterislid. Kør det på tre måder: opladning, så snart bilen tilsluttes, opladning i de billigste timer og opladning i de billigste timer plus afladning til huset i de dyreste. Det andet trin er smart charging og kræver intet bidirektionelt udstyr. Det tredje er V2H, og det afgørende er, hvor meget det føjer til det andet.

Svaret på tværs af elleve markeder er omkring 144 euro om året, og smart charging alene er omtrent det samme værd. Storbritannien er bedste case med 255 euro, fordi aftenpriserne dér stiger mest i forhold til natten; Italien er værst med 44, fordi en flad priskurve og et lille hus ikke efterlader noget at flytte. Storbritannien er afvigeren for smart charging: På Octopus Agile, hvor detailprisen svinger med engrosprisen, er det alene værd omkring 509 euro at flytte bilens egen opladning til de billige timer, og det ekstra afladningstrin 255. Overalt er huset begrænsningen, ikke batteriet: bilen har 40 kWh at give af, og en europæisk husholdnings aftenspids er fem til ti kilowatt-timer – og det er alt, V2H kan fortrænge.

Solceller gør det værre, ikke bedre, for denne familie. Panelerne producerer mellem 10:00 og 15:00 på en hverdag, og bilen er på arbejde; overskuddet eksporteres til den pris, indfødningsreglen giver, og den eneste sol, bilen nogensinde lagrer, er weekendens. Med 6 kWp på taget falder V2H-bidraget til 125 euro i Tyskland og 118 i Nederlandene, og i Nederlandene er det slet ingenting, før nettoafregningen ophører i 2027, fordi hver eksporteret kilowatt-time indtil da krediteres til den fulde detailpris, hvilket er et gratis, perfekt batteri. Sverige fjernede sit eksportfradrag på 60 öre den 1. januar 2026, og det er dét, der får hjemmebatterier af enhver slags til at begynde at betale sig dér.

Det ene, der ændrer billedet, er, at bilen bliver hjemme. Kør samme model for en husstand, hvis bil står i indkørslen hele dagen – en pensionist eller en, der arbejder hjemmefra – og V2H-bidraget fordobles omtrent til 375 euro i Finland, 328 i Frankrig og 357 i Storbritannien, og solscenariet bliver positivt, fordi bilen er der ved middagstid. Det er V2H-kunden i husholdningen: ikke pendleren med firmabilen, som er den kunde, de offentlige data ser, men bilen, der holder parkeret.

Parkeringsanlægget: bag måleren, i skala

Det andet tilfælde bag måleren er bygningen, og det er et bedre et. Et kontor, et hotel eller en etageejendom med parkeringsanlæg betaler for elektricitet to gange: pr. kilowatt-time og pr. kilowatt af sit højeste træk i måneden. Elvia opkræver en virksomhed i Oslo 31 kroner pr. kW pr. måned om sommeren og 74 om vinteren, omkring 55 euro pr. kW om året; et tysk distributionsnet opkræver omkring 100 til 150 euro pr. kW om året på lavspændingsniveau. Den afgift fastsættes af ét dårligt kvarter, typisk midt på eftermiddagen om sommeren, når køleanlæggene kører, og bilerne stadig alle står i kælderen.

Halvtreds biler, der holder parkeret fra ni til fem, og hver især kan levere 5 kW tilbage i en time, fjerner 250 kW fra det kvarter. I Tyskland er det alene 25 000 til 37 000 euro om året værd i kapacitetsafgifter, eller 500 til 750 euro pr. bil, før energiarbitrage eller egetforbrug af solenergi; i Oslo omkring 14 000 euro, eller 275 pr. bil. Bilerne er til stede, når toppen indtræffer, og det er hele forskellen fra husholdningscasen, mens bygningsejeren allerede har måleren, sikringen og incitamentet. På ladesiden opsuger samme parkeringsanlæg et tags middagsoverskud, hvilket er helt almindelig smart charging og slet ikke kræver tovejshardware.

Faldgruberne er dem, vores offentlige data kan se. En arbejdspladsparkering tømmes om fredagen, i juli og til jul, præcis som de svenske kurver viser, og kapacitetsafgiften er månedlig, så én udækket top koster hele måneden. Flådeejeren skal også have chaufførernes samtykke til at tage energi ud af deres biler, hvilket er enkelt for delebiler og en kontrakt for alle andre. Hvor bygningen ejer bilerne, er dette den mest bankable V2X-case i Europa i dag.

Del 3. Efterspørgselssiden i morgen: mere volatilitet, mindre inerti

To ting sker på efterspørgselssiden samtidig, og de trækker bilen i hver sin retning. Den første er, at Europa fylder sine net med produktion, der ikke kan planlægges. Vindkapaciteten i EU nåede 246 GW ved udgangen af 2025 og er på vej mod omkring 343 GW i 2030; solenergi passerede 406 GW, og de nationale planer summerer til omkring 700 GW i 2030. Tyskland alene planlægger 215 GW sol mod 106 i dag, Spanien 76 mod 45, Italien 80 mod 41. Solen producerer ved middagstid, uanset om nogen vil have den eller ej, så de billige timer bliver billigere, mellemtimerne dyrere, og afstanden mellem dem – som er hele casen bag måleren – bliver større. Den anden er, at et net drevet af invertere har mindre roterende masse, så frekvensen bevæger sig hurtigere efter en fejl, og systemoperatøren har brug for hurtigere, ikke bare mere, respons. Det burde være godt for et batteri på hjul. Om det er det, afhænger af, hvem der ellers tilbyder det samme.

Spændet er den målbare del, og det har allerede rykket sig. Grafen sætter hver dags fire dyreste timer op mod de fire billigste på day-ahead-markedet og beregner et årsgennemsnit: fra 2019 til 2025 voksede forskellen i Norge 7.2×, Grækenland 5.8×, Spanien 5.6×, Sverige 5.0×, Nederlandene 4.7×, og 2026 er indtil videre det bredeste år nogensinde uden for 2022 i syv af de ti zoner. 2022 var gasåret og er en outlier overalt; tager man det ud, er spændet blevet større hvert år siden 2023 i alle soltunge markeder: Tyskland og Nederlandene fra omkring 80 euro til 100 i 2025 og tæt på 130 i de første otte måneder af 2026, Spanien fra 63 til 103, Frankrig fra 70 til 105, Grækenland fra 95 til 136. Kun Sverige og Finland ligger fladt, holdt nede af vandkraft og atomkraft, og Norges multipel starter næsten fra nul. Negative priser fortæller den samme historie nedefra: Tyskland havde 69 timer under nul i 2022 og 573 i 2025, Nederlandene 584, Spanien 556, Sveriges SE2 681, og på tværs af EU var én time ud af femogtyve negativ i 2024, én ud af seksten i Frankrig, Tyskland, Nederlandene og Spanien i 2025. ACER måler daglige prisudsving til omkring fem gange niveauet i 2020, og Aurora forventer, at de tyske gennemsnitlige timespænd stiger yderligere en tredjedel frem mod 2030. Regulatorerne har gjort dette til et krav: JRC anslår det fleksibilitetsbehov, EU-systemet har, til 11% af efterspørgslen i dag og 24% i 2030, ACER vedtog metoden til nationale vurderinger af fleksibilitetsbehov i juli 2025, og hver medlemsstat skal nu offentliggøre en, mens TenneT siger, at Nederlandene har brug for 9 GW netbatterier i 2030 og medregner 2.2 GW elbiler blandt den fleksible kapacitet, selskabet forventer.

Så pool to, arbitragepoolen, vokser med flåden og med spændet, og den har intet loft ud over husstandens eget forbrug. Prisen på den fleksibilitet bliver dog også budt ned af de samme batterier: Aurora forventer mere end 80 GW batterier i netskala i Europa i 2030 mod 17 GW i 2025, Modos tyske prognose er 15.4 GW, og den blev nedjusteret fra 18.7 GW på grund af konkurrence fra elbiler. Et batteri i en container er en bil uden fører: det udnytter arbitrage i de samme timer, på det samme marked, og hver gigawatt af dem udjævner det spænd, som den næste bil skulle have tjent på.

Inerti er den del, der lyder mest som en opgave for biler, og som mindst sandsynligt bliver det. Fysikken er reel. En undersøgelse for Europa-Kommissionen sætter kontinentalsystemets inertikonstant til over fem sekunder i 2019 og under tre i 2030 og vurderer, at det vil kræve omkring 300 GW·s ekstra inerti i 2030 at holde frekvensændringshastigheden under 1 Hz pr. sekund efter en opsplitning. ENTSO-E's Project Inertia foreslår en minimumsinertikonstant på to sekunder halvdelen af tiden. De nordiske TSO'er dimensionerer deres driftsforstyrrelsesreserve til 150 GW·s kinetisk energi og rapporterer, at antallet af timer under det niveau er steget hvert år siden 2022; Storbritannien har sænket sit minimumsniveau for inerti fra 140 til 120 GVA·s og foreslår 102, hvilket sparer en kvart milliard pund om året i omkostninger til begrænsninger. Men se, hvordan operatørerne køber løsningen. Storbritannien kontraherede 36 GVA·s inerti gennem sine Stability Pathfinders, næsten alt sammen synkrone kondensatorer, og tilføjer kun 200 MW Dynamic Containment. Tyskland åbnede et marked for øjeblikkelig reserve i januar 2026 til 805 til 889 euro pr. MW·s pr. år, og netdannende invertere har været obligatoriske på højspændingsbatterier siden juni. Svenska kraftnät køber 113 MW hurtig frekvensreserve og har 910 MW prækvalificeret, og behovet i 2035 spænder fra nær nul til to og en halv gange dagens niveau afhængigt af, hvor meget atomkraft der bliver. Inerti anskaffes som et aktiv, en roterende masse eller en netdannende inverter koblet til transmissionsnettet, ikke som en respons, en bil kan byde ind med. Det biler kan byde ind med, produkter på under et sekund og få sekunder, er små og allerede otte gange overtegnet af batterier i Sverige. Frekvensproblemet er reelt; frekvensmarkedet for biler bliver ikke større af den grund.

Pionerens egen vej siger det samme. The Mobility House, grundlagt i München i 2009 og støttet af Mercedes-Benz, Renault-Nissan-alliancen, Mitsui og Mercuria, prækvalificerede en Nissan Leaf til primærreserve hos Amprion i 2018 og sagde, at en bil kunne tjene 500 til 1 000 euro om året. Siden da har alle selskabets kommercielle produkter været tariffer, ikke reserver: eyond i Tyskland, smart charging med 10-cent-rabat til en værdi af omkring 400 euro om året; Mobilize Power i Frankrig, lanceret med Renault i oktober 2024, hvor bilen tjener omkring ti cent i timen, mens den er tilsluttet, og husstanden sparer omkring 600 euro om året; gratis hjemmeopladning i Tyskland fra 2026 for en bil, der er tilsluttet i 14 timer om dagen; og poolingmotoren bag Volkswagens tilbud på 720 euro. I februar 2025 sagde selskabets administrerende direktør, at de bedste markeder er de deregulærede med smarte målere, og at Norden med sin vandkraft har mindre brug for det; i august 2026 solgte det sin nordamerikanske forretning og fokuserede igen på europæiske V2G-tariffer. Virksomheden, der startede med frekvensreserve, tjener sine penge på at poole biler ind på engros- og intradaymarkedet, bag et løfte om fast pris til føreren. Det er dér, værdien endte, og dér bilerne tager hen som det næste.

Prognoserne er enige om retningen og uenige om størrelsen, mest fordi de prissætter forskellige år. Fraunhofer for Transport & Environment finder op til 780 euro om året pr. husstand i 2040 i et fuldt optimeret EU-system; VDE angiver det praktiske tal til 200 til 300; Eurelectric og EY angiver 450 til 2 900 for 2030; IEA gennemgik de aktive tilbud og landede på flere hundrede dollars, typisk omkring 500; Agora Verkehrswendes tyske simulering finder arbitrage til en værdi af op til 500 og advarer om, at resultatet svinger ottefold mellem et prisår i 2021 og et i 2022; BDL-forsøget med BMW og TenneT tjente op til 75 euro pr. bil i faktisk handel. Det ene britiske forsøg med reserveindtægter, Sciurus, tjente 725 pund pr. bil i 2021 på Dynamic Containment til 64 pund pr. kW; det produkt betaler nu under fire.

Del 4. Udbud møder efterspørgsel: tre scenarier frem mod 2030

Tag udbuddet fra del 1, de to puljer fra del 2 og kræfterne fra del 3, og før dem fremad. Udbuddet er den egnede flåde tilsluttet kablet ved hvert lands netspidsbelastning i 2030 ifølge vores estimat, hvoraf en andel deltager, plus de netbatterier, prognosemagerne forventer. Efterspørgslen er reservebehovet, opskaleret med en scenariefaktor, og det husholdningsforbrug, der kan flyttes, opskaleret med spændet. Priserne følger den regel, de seneste fem år har lært os: forankret i auktionsresultatet fra 2025, faldende med cirka 60% for hver enhed, udbud med nul-marginalomkostning stiger relativt til behovet, med et gulv på 4 euro pr. MW pr. time, og på vej tilbage mod niveauet før batterierne, hvis behovet vokser hurtigere end udbuddet. Tre scenarier, udfoldet i tabellen, indrammer usikkerheden: ét, hvor hele batteripipelinen bliver bygget, og nettet kun har brug for lidt mere, ét i midten og ét, hvor volatiliteten og reservebehovet vokser hurtigt, og batterierne kommer for sent.

Mønstret er det samme i alle tre. I de syv markeder med en seriøs batteripipeline – Tyskland, Storbritannien, Frankrig, Nederlandene, Spanien, Italien og Grækenland – ligger reservepuljen på eller nær gulvet i 2030 i basisscenariet, og en bils andel er 6 til 23 euro om året. Kun det volatile scenarie, hvor behovet næsten fordobles, og halvdelen af batterierne ikke bliver bygget, løfter den til 17 til 137. Nicherne er Norge, Sverige, Schweiz og Finland, hvor batterier er få, begrænsede eller dyre at tilslutte: her tjener en bil 137 til 419 i basisscenariet og 317 til 609, hvis nettet bliver volatilt. De tal måler en regulatorisk voldgrav, ikke en forretning: en norsk pris, der bliver på 2025-niveau, fordi Statnett begrænser små batterier, er en pris, som en regelændring eller en 300 MW-container fjerner. Arbitragepuljen bevæger sig den modsatte vej: 154 til 344 euro pr. bil uden for Italien i basisscenariet, stigende med spændet i hvert scenarie, og den er den eneste linje, der vokser med flåden i stedet for at blive delt af den.

Læg det sammen på tværs af de elleve lande, og reservepuljen, der er åben for biler, er værd 720 til 2332 millioner euro om året i 2030, hvoraf bilerne ville tage 40 til 356 millioner, mens husholdningsarbitragepuljen ved de antagne deltagelsesrater udgør 120 til 565 millioner. Holdt op mod de 24 millioner elbiler, som vores estimat placerer på de europæiske veje i 2030, er reservelinjen lommepenge, og arbitrage-linjen er en tarifrabat. Holdt op mod de 16 GW egnede invertere tilsluttet kablet ved spidsbelastning er begge puljer dog værd at have, fordi anlægget ikke koster noget at bygge.

Hvad det hele løber op i

Europa har ét distribueret batteri og mindst tre køreplaner. I Amsterdam og Oslo møder det ind kl. 18:00 og sover på gaden, hvilket passer til sommerens aftenspids og ikke rækker til Norges vintertime med rekordforbrug. I Stockholm og Helsinki arbejder det på dagholdet, hvor nettet topper om sommeren, men ikke om vinteren. I Zürich er det væk før aftenspidsen i enhver sæson. I Tyskland er det tilsluttet fra sidst på formiddagen til sent om aftenen ved 11 kW, med kontinentets største egnede flåde, og derfor afskaffede Tyskland det dobbelte nettarifgebyr på tilbageleveret elektricitet den 1. januar 2026, og derfor åbner markedet der først.

Hvad anlægget er værd, er et mindre tal end, hvad det er, og de to kurver, der bestemmer det, bevæger sig i hver sin retning. Udbudskurven, biler plus batterier, forskydes mod højre hurtigere, end ethvert behov for reserver kan vokse, så prisen for at stå klar nærmer sig sit gulv overalt, hvor batterierne får adgang. Efterspørgselskurven for at flytte energi gennem døgnet, drevet af sol og vind, forskydes også mod højre, og det er den pulje, der overlever: en besparelse på regningen, nogle hundrede euro pr. bil, mere hvor bilen bliver hjemme og langt mere, hvor en bygnings parkeringsplads møder bygningens spidsbelastning. Det distribuerede batteri fejler ikke på teknologi eller timing. Det er blot ankommet til slutningen af frekvenskurven og begyndelsen af arbitragekurven, og pengene følger den sidste.

Reglerne indhenter bilerne. AFIR kræver ISO 15118-20 på ny offentlig AC fra 2027, de nordiske operatører accepterer bud fra 100 kW, Tyskland har fjernet sit dobbelte gebyr, Spanien har anerkendt aggregatorrollen, og Italien er begyndt at betale for frekvensreserve. Anlægget vil være der, når de er færdige. Vores data viser, hvor det er parkeret, og hvornår; det, denne artikel tilføjer, er, hvad parkeringen er værd, og for hvem.

Sources

Rijksoverheid, salderingsregeling stopt in 2027

Skatteverket, mikroproduktion av förnybar el

Elvia, effekttariff lavspent næring, tariffblad 3.0, 1 January 2026

Westnetz, Preisblatt Netzentgelte Strom 2025

Nationaal Laadonderzoek 2025 (ElaadNL, RVO, VER)

VNA, Lease en elektrificatie 2025

OFV, new car sales and private leasing 2025

IEA Global EV Outlook 2026, charging chapter

Mobility Sweden, registrations 2025

Dataforce via electrive, German BEV registrations by channel 2025

Energy-Charts (Fraunhofer ISE), public power API, load, August 2026 and January 2026

Statnett, record consumption 7 January 2026

NAF El Prix winter test 2025

NAF El Prix winter test 2026

Geotab, EV range and temperature, 5.2 million trips

Kempton and Letendre, Electric vehicles as a new power source for electric utilities, Transportation Research D, 1997

Kempton and Tomić, Vehicle-to-grid power fundamentals, Journal of Power Sources, 2005

Pike Research, nearly 100 000 vehicles V2G-enabled by 2017, November 2011

Nissan, LEAF to Home launch, May 2012

Navigant Research, vehicle-grid integration revenue forecast, March 2015

Nissan, Enel and Nuvve, first fully commercial V2G hub, Denmark, August 2016

UK government, £30 million for 21 V2G projects, February 2018

Navigant Research, VGI revenue forecast to 2030, December 2019

Hyundai and We Drive Solar, Utrecht bidirectional region, April 2022

Octopus Energy Power Pack

AFIR delegated regulation 2025/656, ISO 15118 requirements

Automotive World, Elli BiDi charger 11 kW

BMW Group and E.ON, bidirectional charging for the iX3

Renault Group, Mobilize V2G and the Renault 5

Wallbox Quasar 2 specifications

Hyundai and Kia, V2X services in the Netherlands

NAF, single-phase versus three-phase charging in Norway

Volkswagen Group and Elli, vehicle-to-grid for the volume market

Electric Nation trial findings (UK)

Transport & Environment / Fraunhofer ISI and ISE, Batteries on wheels, 30 October 2024

Nuvve and Frederiksberg Forsyning, five years of continuous V2G operations

Fingrid, FCR technical requirements and prequalification, 1 September 2025

Virta, EV energy insights vol. 1

RTE, véhicules électriques et équilibrage du système électrique (Dreev FCR certification)

sun2wheel, V2X Suisse prequalified

Next Kraftwerke and Jedlix, electric vehicles in TenneT aFRR

Regelleistung.net, Leitfaden Präqualifikation bei Elektrofahrzeugen, September 2024

NESO and Octopus, Powerloop learnings, June 2023

El Periódico de la Energía, Real Decreto 88/2026 reconoce al agregador independiente

Pexapark, Italy prepares launch of FCR auction pilot, June 2026

ESS News, regulatory hurdles persist in Norway’s battery market, 3 September 2026

Svenska kraftnät, Mimer, primary regulation auction results

Emaldo, Swedish ancillary services market review, July 2026

Nordic TSOs, batteries in the Nordic reserve markets, April 2025

NESO data portal, Dynamic Containment auction results

Modo Energy, GB BESS buildout Q1 2026

Regelleistung.net, präqualifizierte Leistung in Deutschland, 1 January 2026

Modo Energy, Germany aFRR saturation, October 2025

Energy Pool, bilan marché énergie, November 2025 to January 2026

electrive, VW and Elli launch V2G offer with up to 720 euros annual bonus, 23 June 2026

Automobile Propre, Dreev explains its V2G offer, May 2019

Parker project final report, DTU, 2019

The Mobility House, German parliament removes double grid fees

Transport and Environment on the Electrification Action Plan, July 2026

WindEurope, Wind energy in Europe: 2025 statistics and outlook 2026–2030, February 2026

SolarPower Europe, EU Market Outlook 2025–2030, 11 December 2025

Bundesnetzagentur, SMARD electricity market 2025, 5 January 2026

pv magazine, Europe’s negative electricity price hours double in Q1, 8 May 2026

Ember, European Electricity Review 2026, January 2026

ACER, more flexibility and faster market integration needed, November 2025

Aurora Energy Research, RESMOR 2026

JRC, Flexibility requirements and the role of storage in future European power systems, 26 June 2023

ACER approves EU-wide methodology to assess national flexibility needs, 25 July 2025

Energy-Storage.News, Netherlands needs 9 GW of BESS by 2030 says TenneT

Aurora Energy Research, Germany, Great Britain and Italy most attractive battery markets, February 2026

Modo Energy, Germany BESS forecast update, April 2026

Artelys, Trinomics, Tractebel for the European Commission, Assessment of policy options for securing inertia, September 2025

ENTSO-E, Project Inertia Phase II position paper, 23 January 2025

Nordic TSOs, Requirements for minimum inertia in the Nordic power system, 28 August 2025

NESO, Frequency Risk and Control Report 2025

Modo Energy, Stability Pathfinders: inertia, short-circuit level and battery storage

Netztransparenz, market-based procurement of inertia (Momentanreserve), 2026

Svenska kraftnät, Balancing market outlook 2030, 2026 update, 9 June 2026

The Mobility House, VGI projects (Hagen FCR prequalification 2018)

The Mobility House, eyond and §14a EnWG, 19 December 2023

The Mobility House and Renault Mobilize, V2G in France, 22 October 2024

electrive, The Mobility House to offer free electricity for V2G customers, 15 April 2026

The Mobility House Energy, Elli and TMH Energy bring V2G to the volume market, June 2026

electrive, interview with Marcus Fendt, The Mobility House, 11 February 2025

electrive, The Mobility House sells North American business, 10 August 2026

VDE dialog, Bidirektional laden, 2025

Eurelectric and EY, Plugging into potential, March 2025

IEA, Vehicle-to-grid technology, 20 May 2026

Agora Verkehrswende / RLI, Bidirektionales Laden, November 2025

FfE et al., BDL project final report, 23 March 2023

Cenex, Project Sciurus trial insights, May 2021

KBA, electric passenger cars 1 January 2026

Eurostat, passenger cars in the EU

Statens vegvesen via Norsk elbilforening, fleet March 2026

English Housing Survey, parking and EV chargepoints

World Electric Vehicle Journal 17(6):305, Swedish EV owners without home charging

Transport and Environment, company car market report

Eurelectric and EY, smart charging and V2G, March 2025

Open-Meteo historical weather API (ERA5)