Europas verlässlichstes geparktes Kraftwerk hat in jedem Markt andere Betriebszeiten

Vehicle-to-Grid ist seit neunundzwanzig Jahren immer noch fünf Jahre entfernt. Das Paper, das dem Konzept seinen Namen gab, erschien 1997, der erste kommerzielle Hub eröffnete 2016, und jede Prognose dazwischen verortete den Wendepunkt knapp hinter dem Horizont. Was 2026 anders macht, ist nicht die Technologie – die funktioniert seit Delaware in Pilotprojekten. Sondern dass sich der Satz erstmals an Daten prüfen lässt: Der Fahrzeugbestand ist groß genug, um ihn zu messen, Wallboxen stehen zum Verkauf, und die Märkte, die zahlen würden, haben ihre Preise veröffentlicht. Also haben wir gemessen. Dieser Beitrag ist das Ergebnis. Er beginnt mit der Geschichte, denn genau diese Geschichte ist der Grund zur Vorsicht.

Die Idee, dass ein geparktes Auto ein Kraftwerk ist, ist älter als die meisten Fahrzeuge in unserem Panel, und die fünf Jahre sind mit jedem Kalenderblatt weitergewandert. Eine kurze, unfaire Geschichte.

1997 veröffentlichten Willett Kempton und Steven Letendre das Paper, das dem Ding einen Namen gab: Die Batterien in Elektroautos würden zusammengenommen die Erzeugungskapazität aller Kraftwerke des Landes um ein Vielfaches übertreffen; der Trick liege nicht in der Energiemenge, sondern darin, genau dann zu reagieren, wenn das Netz es verlangt. Elektroautos gab es damals fast keine. Dieselbe Gruppe rechnete 2005 die Ökonomie durch: Das Geld lag in Frequenzregelung und Reserven, nicht in der Grundlast, und ein einzelnes Auto konnte damit theoretisch Tausende Dollar im Jahr verdienen. Auch zwanzig Jahre später wird dieses Paper noch in den meisten V2G-Businessplänen zitiert.

Die Prognosen begannen, sobald es den Leaf gab. Im November 2011 zählte Pike Research bis 2017 fast 100 000 V2G-fähige Fahrzeuge. Im Mai 2012 startete Nissan LEAF to Home in Japan, ein Jahr nach Fukushima, und das Auto wurde zum Notstromgenerator für das Haus, bevor es irgendetwas fürs Netz wurde. Im März 2015 setzte Navigant die Vehicle-Grid-Erlöse bis 2024 auf rund 21 Millionen Dollar pro Jahr, und im August 2016 eröffneten Nissan, Enel und Nuvve den weltweit ersten vollständig kommerziellen V2G-Hub: zehn elektrische Transporter auf dem Parkplatz eines Energieversorgers in Frederiksberg, Kopenhagen.

Im Februar 2018 finanzierte die britische Regierung 21 V2G-Projekte mit 30 Millionen Pfund, in denen rund 2 700 Fahrzeuge getestet wurden; Electric Nation und Powerloop, auf die wir uns später bei den Einsteckmustern stützen, stammen aus dieser Runde. Im Dezember 2019 hob Navigant seine Zahl auf 1.4 Milliarden Dollar bis 2030 an. Im April 2022 erklärte sich Utrecht mit 150 geteilten Ioniq 5s zur ersten bidirektionalen Region der Welt. 2025 brachte Octopus in Großbritannien einen V2G-Tarif auf den Markt, Renault einen für den 5 in Frankreich, und 2026 lieferten Volkswagen, BMW und E.ON die Wallboxen aus. Ab 2027 schreibt AFIR das bidirektionale Protokoll für neue öffentliche AC-Ladepunkte vor.

Lies die Daten: Jedes einzelne wurde als Wendepunkt angekündigt. Die Pilotprojekte funktionierten, fairerweise: Die Autos regelten in Delaware, Kopenhagen und Utrecht tatsächlich die Frequenz. Was bis heute nie zugleich im selben Land existierte, war ein Fahrzeugbestand, der groß genug ist, um zu zählen, eine Wallbox, die man kaufen kann, ein Protokoll, das alle sprechen, und ein Tarif, der zahlt. Über den ersten dieser vier Punkte können unsere Daten etwas sagen – und er hat sich in den vergangenen drei Jahren stärker verändert als in den fünfundzwanzig Jahren davor. Deshalb geht es im Rest dieses Beitrags um den Fahrzeugbestand, nicht um die Technologie.

Teil 1. Die Angebotsseite: Wie viel vom Fahrzeugbestand wann am Kabel hängt

Ein Kraftwerk wird mit drei Zahlen beschrieben: seiner Leistung, seiner Verfügbarkeit und seinen Betriebskosten. Bei der verteilten Batterie in Europas Elektroautos liegen die dritten nahe null, die ersten beiden sind unbekannt – denn niemand misst ein geparktes Auto. Dieser Teil misst, was messbar ist: das öffentliche Type-2-Netz Stunde für Stunde in elf Ländern, und rechnet es dann unter klar benannten Annahmen auf den Fahrzeugbestand hoch. Alles darin ist Angebot. Ob jemand für dieses Angebot zahlt, folgt in Teil 2.

Schnelllader machen die Schlagzeilen. Type 2 leistet die Arbeit – und zwar, während niemand hinsieht. An einem Werktag im August hingen um Mitternacht an 20% der öffentlichen AC-Ladepunkte in den Niederlanden Autos: rund 31 000 Fahrzeuge, festgemacht an einem Straßenrandpfosten und bis zum Morgen untätig. Auf Oslos kommunalen Straßen sind es 37%. In Stockholm ist derselbe Anschluss morgens um neun am stärksten belegt – auf einem Firmenparkplatz.

Das ist der Rohstoff für Vehicle-to-Grid: nicht die Batterie, die gesetzt ist, sondern die Stunden, die das Auto an einem Kabel verbringt. Dieser Teil arbeitet nur mit dem, was wir sehen können: 408 000 öffentliche AC-Ladepunkte in elf Ländern, stündlich abgefragt. Er misst, wann sie ein Auto halten, erklärt, warum diese Stunden von Markt zu Markt variieren, und gleicht sie mit der Stunde ab, in der jedes Netz seine Lastspitze erreicht. Jede Schlussfolgerung bezieht sich ausschließlich auf das öffentliche Netz – bis zum letzten Abschnitt, der die Einfahrten und Parkplätze schätzt, die wir nicht sehen können.

Ein Anschluss, drei Schichten: Was die öffentlichen Ladepunkte zeigen

Sortiert man die Länder nach der Stunde, in der ihre öffentlichen AC-Ladepunkte am vollsten sind, fallen sie in drei Gruppen. Das betrifft nur das öffentliche Netz: Straßenrand-Ladepunkte, Parkhäuser und Ziel-Ladestandorte, nicht die Wallbox in der Garage. Die Nachtschicht bilden die Niederlande und Norwegen: Die Ladepunkte füllen sich ab 17:00, erreichen um Mitternacht ihren Höchststand und leeren sich nach 07:00. Die Tagschicht bilden Schweden, Finnland und die Schweiz: Die Ladepunkte füllen sich um 07:00, erreichen ihren Peak um neun oder zehn und sind um zwei Uhr morgens nur noch zu etwa 8% mit einem Auto belegt. Die Ganztagsschicht bilden Deutschland, Italien, Frankreich und Griechenland: eine flachere Kurve, die sich bis zum späten Vormittag füllt, bis in den Abend gut belegt bleibt und nie ganz leer wird.

Der Grund ist nicht der Stecker. Es geht darum, wem das Auto gehört und wo es nachts steht. In den Niederlanden können nur 27% der Haushalte auf dem eigenen Grundstück parken, und 64% der neuen Elektroautos sind Leasingfahrzeuge. Ein niederländischer öffentlicher Ladepunkt ist funktional eine Heimladestation, die zufällig auf dem Gehweg steht; laut der nationalen Ladeerhebung legen Fahrer ohne Lademöglichkeit zu Hause 63% ihrer Kilometer mit öffentlichem AC-Laden zurück. In Norwegen ist der Besitz privat, Privatleasing macht nur 16% der Verkäufe aus, und rund neun von zehn Haltern laden zu Hause; für das öffentliche AC-Netz bleibt der innerstädtische Wohnungsbau – und deshalb verhält es sich wie Amsterdam. Schweden ist das Spiegelbild: nur etwa ein Drittel der Neuwagen wird von Privatpersonen zugelassen, ein Firmenwagen kommt mit einer Steckdose am Arbeitsplatz, und das öffentliche AC-Netz ist weitgehend der Parkplatz unter dem Büro. Deutschland liegt dazwischen: rund zwei Drittel der neuen BEVs laufen über gewerbliche Kanäle, und das öffentliche Netz ist eher um Ziele als um Bordsteine herum gebaut.

Norwegen zeigt beide Muster innerhalb eines Landes. Oslos kommunales Straßenrandnetz hat von Mitternacht bis 04:00 an 37% seiner Ladeplätze ein Auto stehen und bewegt sich kaum, bis um 05:00 die morgendlichen Abfahrten beginnen. Die Zielorte von Mer Norway machen das Gegenteil: Sie füllen sich ab 09:00 und leeren sich bis 18:00. Rechnet man beide mit dem Rest des Landes zusammen, flacht die nationale öffentliche AC-Kurve bei rund 14% rund um die Uhr ab. Schweden behält seine Arbeitsplatzform bis ganz nach unten: Über Nacht steht an 8% der Ladeplätze ein Auto, um 08:00 sind es 17%.

Daraus folgen zwei Konsequenzen, beide für die öffentliche Infrastruktur. In den Nacht-Schicht-Ländern hängen die Autos genau in den Stunden am Kabel, in denen das Netz nichts Dringenderes zu tun hat. Das macht sie ideal zum Laden, aber nutzlos für die Kappung der Abendspitze – es sei denn, das Auto steht bereits um 17:00 dort. In den Niederlanden tut es das meist: Um 17:00 sind 18% der Ladeplätze belegt, gegenüber 20% um Mitternacht. In den Tag-Schicht-Ländern stehen die Autos während der Sonnenstunden und geben die Ladeplätze um 16:00 wieder frei – die falsche Richtung für eine Abendspitze, die richtige, um Überschüsse zur Mittagszeit aufzunehmen.

Wann die Autos am Kabel hängen – und wann das Netz sie braucht

Eine geparkte Batterie ist nur zu der Stunde etwas wert, in der das System knapp ist. Unsere Einsteckkurven stammen aus dem August, also haben wir auch das Netz auf denselben Monat festgelegt: Für jedes Land nahmen wir die durchschnittliche Wochentagslast für August 2026 von Energy-Charts, ermittelten die Spitzenstunde und lasen die öffentliche Einsteckkurve für diese Stunde ab. Last bedeutet hier, was das Netz tatsächlich versorgen muss, abzüglich der Dachsolarproduktion. Deshalb fallen die Sommerschwankungen in den Niederlanden, Spanien und Italien nach Einbruch der Dunkelheit an, während die deutsche um 11:00 liegt. Die Grafik stellt den Anteil der Ladeplätze mit einem Auto zu dieser Stunde dem Anteil zur jeweils eigenen verkehrsreichsten Einsteckstunde gegenüber. Die Lücke zwischen den beiden Balken ist jener Teil der öffentlichen Infrastruktur, der schon nach Hause gegangen oder noch nicht angekommen ist. Was zu dieser Stunde in privaten Garagen geschieht, ist eine Frage für den letzten Abschnitt.

Im Sommer braucht das Netz die öffentlichen Ladeplätze genau dann, wenn sie belegt sind. Die niederländische Spitze liegt bei 21:00, wenn die Straßenrand-Ladeplätze zu 92% so voll sind wie um Mitternacht. Norwegen erreicht seine Spitze um 20:00 auf einer Kurve, die rund um die Uhr flach verläuft. Auch Italien und Spanien erreichen ihre Spitze nach Einbruch der Dunkelheit, ihre Ladeplätze sind dann auf oder nahe ihrem Abendhoch. Die Arbeitsplatzländer haben dasselbe Glück aus der anderen Richtung: Schwedens Sommerlast erreicht um 11:00 ihren Höhepunkt, Finnlands um 13:00 – mitten im Arbeitstag –, und die Ladeplätze sind zu 97% beziehungsweise 95% so voll wie zu ihrer eigenen Spitze. Frankreich und Griechenland erreichen ihre Spitze um 14:00 auf ihrem Nachmittagsplateau.

Die Ausnahmen sind Zielortmärkte, deren Autos andere Stunden haben als das Netz. Die Schweizer Last erreicht um 19:00 ihre Spitze, nachdem die Tag-Schicht-Infrastruktur bereits abgerückt ist: Dann steht an 8% der Ladeplätze ein Auto, gegenüber 12% um 10:00. Deutschland ist das Spiegelbild: Seine Sommerspitze liegt um 11:00, während sich die öffentlichen Ladeplätze zum Abend hin füllen; zur Spitze sind sie daher nur zu 74% so voll wie um 19:00.

Der Winter ist der härtere Test, und wir können ihn nur dort durchführen, wo uns Einsteckkurven für Januar vorliegen. Für Norwegen und Schweden haben wir sie, aus einem älteren festen Ladeplatz-Panel. Schwedens Januarlast erreicht um 17:00 ihre Spitze; zu dieser Stunde stand an 13% der Ladeplätze ein Auto, gegenüber 26% um 11:00 – die Hälfte der Arbeitsplatzinfrastruktur hatte also Feierabend, bevor das Netz sie brauchte. Norwegens Januarlast ist an einem durchschnittlichen Wochentag um 16:00 am höchsten, und der Allzeitrekord wurde am 7. Januar 2026 zwischen 08:00 und 09:00 erreicht: Das norwegische Panel zeigte um 16:00 16% und um 08:00 17%, gegenüber 25% über Nacht. Die Straßenrand-Infrastruktur zieht sich zurück, während das Netz seine Rekorde aufstellt. Die französischen und italienischen Winterspitzen wandern morgens auf 09:00; denselben Test führen wir dort durch, sobald die Januarkurven vorliegen.

Im öffentlichen Netz ist die Sommerinfrastruktur also fast überall zur richtigen Stunde im Einsatz; die zwei Ausnahmen sind Zielortmärkte, deren Autos vor der Spitze wegfahren oder erst danach ankommen. Im Winter dreht sich das Bild, soweit wir es prüfen können: Die Arbeitsplatzinfrastruktur macht vor der schwedischen Spitze Feierabend, und die Straßenrand-Infrastruktur fährt ab, während Norwegen seine Rekorde aufstellt. Wo die Infrastruktur nicht im Einsatz ist, liegt ihr Wert gar nicht in der Spitzenkappung, sondern in der Aufnahme von Solar- und Windstrom zur Mittagszeit – eine echte Dienstleistung, aber ein anderes Geschäftsmodell.

Der Winter macht die Infrastruktur größer – und den Bedarf dringlicher

Ein Elektroauto verbraucht im Winter weit mehr Energie: Innenraumheizung, Batteriekonditionierung, Schnee und höherer Rollwiderstand. Der Wintertest 2025 von NAF ergab zwischen minus sechs und plus acht Grad einen durchschnittlichen Reichweitenverlust von 19%; der Test von 2026, durchgeführt bis minus 32, ergab 38%. Der Datensatz von Geotab mit fünf Millionen Fahrten beziffert die nutzbare Reichweite bei minus 15 auf 54% der Nennreichweite. Mehr Energie pro Kilometer bedeutet mehr Ladesitzungen, und mehr Sitzungen bedeuten mehr Stunden am Kabel.

Unser festes norwegisches Panel zeigt es: Die Belegung öffentlicher AC-Ladeplätze stieg von rund 15% im September auf 20% im Januar, und die Tagesreihe folgt der Temperatur mit r = −0.68 (Open-Meteo-Reanalyse, bevölkerungsgewichtet). Schweden folgt der Temperatur überhaupt nicht (r = −0.08); nur die Weihnachtsferien bewegen sie, wenn die Büros leer werden und die Belegung von 15% auf 9% fällt. Wieder dieselbe Besitzgeschichte: Ein Arbeitsplatznetz folgt dem Kalender, ein Straßenrandnetz dem Thermometer. Die Rekordspitzen sowohl in Norwegen als auch in Finnland fallen auf Wintermorgen. Damit ist die öffentliche Straßenrand-Infrastruktur gerade in der Saison am größten, in der das Netz am angespanntesten ist – und sie verlässt die Straße genau zu der Stunde, in der das Netz am angespanntesten ist.

Was ein angeschlossenes Auto wert ist – je Markt

Jedes bidirektionale Produkt, das 2026 in Europa auf den Markt kommt, liegt bei rund 11 kW an dreiphasigen 400 V: der BiDi-Charger von Volkswagen und Elli, die 11-kW-DC-Wallbox von BMW und E.ON für den iX3, die Mobilize-Box von Renault mit 7 bis 22 kW, die Quasar 2 von Wallbox mit bis zu 12.8 kW. Hyundai und Kia haben V2G für den EV9 und Ioniq 9 in den Niederlanden freigeschaltet. Die Leistungsgrenze eines Hausanschlusses setzt allerdings das Haus – nicht das Auto.

Diese einphasige Beschränkung wiegt im Land mit den meisten Autos am schwersten. Mehr als 70% der norwegischen Haushalte sind an einem 230-V-IT-Netz, in dem dreiphasiges Laden nicht verfügbar ist und NAF einphasig bei 16 oder 32 A empfiehlt. Norwegens Fuhrpark von einer Million Autos wird daher mit 7 kW angesetzt, ebenso wie der britische, während ein niederländisches oder deutsches Auto mit 11 zählt. Volkswagen spricht von rund einer Million bidirektional vorbereiteten MEB-Autos in Europa; zusammen mit Renault, Hyundai, Kia und BMW ist das die Grundlage für unsere Annahme, dass 15% des heutigen Bestands rückspeisen könnten – wenn Wallbox und Tarif vorhanden wären.

Von den Ladepunkten, die wir sehen, zum Fuhrpark, den wir nicht sehen: heute und 2030

Alles oben ist gemessen. Ab hier wird geschätzt. Öffentliches AC-Laden ist ein kleines Fenster auf einen großen Fuhrpark: Zum niederländischen Netzspitzenzeitpunkt stehen an unseren Ladepunkten rund 3% der BEVs des Landes, in Deutschland 0.2%. Die meisten Autos stehen nachts in Einfahrten und Garagen, die wir nicht sehen, und aus dem öffentlichen Muster lässt sich nicht ablesen, ob sie angeschlossen sind. Deshalb bauen wir die Zahl auf Fuhrparkebene aus drei Teilen auf: den Autos, die wir an öffentlichen Ladepunkten messen; den Autos von Fahrern, die zu Hause laden können, multipliziert mit einer Anschlusswahrscheinlichkeit für diese Stunde; sowie den Autos von Fahrern mit Lademöglichkeit am Arbeitsplatz, ebenso. Die Wahrscheinlichkeiten stammen aus den Studien, die sie gemessen haben: Electric Nation stellte fest, dass Autos je Ladevorgang über 12 Stunden angeschlossen sind und zwei- bis dreimal pro Woche laden – damit hängt ein zu Hause ladendes Auto in 30% bis 45% der Nächte am Kabel. Octopus Power Pack bittet seine V2G-Kunden um 12 Stunden täglich an 20 Tagen im Monat. Die Eingangsgrößen stehen in der Tabelle, damit man über sie streiten kann.

Unter diesen Annahmen stehen zum jeweiligen Netzlastmaximum jedes Landes in den elf Ländern heute 12 bis 20 GW Wechselrichterkapazität am Kabel, davon entfallen 2.0 bis 3.2 GW auf Autos, die technisch rückspeisen könnten. Bis 2030, wenn sich der Fahrzeugbestand mehr als verdoppelt hat und sechs von zehn Neuwagen bidirektional sind, liegt der dafür geeignete Anteil in der Spitzenstunde bei 10 bis 16 GW und 15 bis 24 GWh nutzbarer Energie. Allein Deutschland stellt davon 3.0 bis 5.2 GW. Fraunhofer ISI und T&E beziffern die Backup-Kapazität, die V2G EU-weit bis 2040 ersetzen könnte, auf 13 GW; unsere elf Länder befinden sich auf diesem Pfad – und in den Märkten mit Straßenparken sogar davor.

Teil 2. Die Nachfrageseite heute: zwei Wertpools

Ein geparktes, angeschlossenes, bidirektionales Auto kann an zwei Stellen vergütet werden – und das sind unterschiedliche Märkte mit unterschiedlicher Physik. Vor dem Zähler kauft der Übertragungsnetzbetreiber das Recht, die Leistung des Autos für Sekunden oder Minuten abzurufen, um die Frequenz zu halten und das Gleichgewicht wiederherzustellen: eine reine Angebots- und Nachfrageauktion mit festem Bedarf, bepreist durch den günstigsten Anbieter, der bereit ist, sich bereitzuhalten. Hinter dem Zähler verschiebt das Auto den eigenen Verbrauch des Haushalts oder Gebäudes von teuren in günstige Stunden; der Wert ist eine Ersparnis auf der Rechnung, begrenzt durch den Anteil der Rechnung, der überhaupt verschoben werden kann. Der erste Pool ist klein und umkämpft. Der zweite ist in Summe groß, pro Auto aber dünn. Wir beziffern beide zu heutigen Preisen; Teil 3 fragt, wie sich die Preise selbst bewegen werden.

Pool eins: Frequenz- und Regelreserven

Jeder europäische Systembetreiber beschafft dieselben drei Produkte: die Frequenzhaltungsreserve (FCR, die ersten Sekunden), die automatische Wiederherstellungsreserve (aFRR, die folgenden Minuten) und die manuelle Reserve (mFRR, die nächste Viertelstunde und darüber hinaus) – plus einige lokale Produkte. Ein Auto kann technisch alle drei bereitstellen, doch ob es das darf, entscheidet das Regelwerk: das Mindestgebot, ob kleine Anlagen gebündelt werden dürfen, ob ein Haushalt hinter einem Standardzähler zugelassen werden kann und ob ein Aggregator ohne den Stromlieferanten des Kunden agieren darf. Die Tabelle zeigt den Stand vom September 2026, basierend auf den Dokumenten der ÜNB selbst.

Lies die letzte Spalte von oben nach unten, und die Karte ist eindeutig. Die nordischen Märkte akzeptieren Gebote ab 100 kW, bündeln alles, und zehn dänische Transporter verkaufen seit 2016 FCR-N; Fingrid verankert aggregierte bereitstellende Gruppen ausdrücklich in seinen Präqualifikationsregeln, und Virta betreibt bereits öffentliche Lader im finnischen FCR-D – allerdings nur beim Laden. Frankreich zertifizierte im Februar 2022 eine Dienstwagenflotte für FCR, die Schweiz präqualifizierte fünfzig Hondas für FCR und aFRR, die Niederlande setzten bereits 2019 Fahrzeuge in TenneT-aFRR ein. Deutschland hat einen speziell für Elektrofahrzeuge verfassten Präqualifikationsleitfaden, und dort ist die Messung die Hürde: Jeder Standort braucht Intervallmessung – was Haushalte mit Standardlastprofil ausschließt, zu denen die meisten Fahrer zählen. In Großbritannien ist dieselbe Hürde noch höher: Powerloop stellte fest, dass die Zehn-Sekunden-Messung der Lader bei Weitem nicht an die Anforderungen der Frequenzdienste heranreichte. Spanien erkannte den unabhängigen Aggregator erst 2026 per Dekret an, Italien begann überhaupt erst im Juni 2026, FCR zu vergüten, Griechenland hat lizenzierte Aggregatoren und keine Fahrzeuge. Norwegen ist auf dem Papier bereit und hat gerade begrenzt, was kleine Assets präqualifizieren dürfen.

Der Preis, den ein Megawatt Reserve einbringt, wird von dem bestimmt, der sich am günstigsten bereithält – und seit 2023 ist das eine Batterie. Schwedens FCR-D up lag 2022 im Schnitt bei 127 Euro pro MW und Stunde, 2025 bei 12; die Erlöse einer schwedischen Batterie aus Systemdienstleistungen fielen zwischen Mitte 2023 und Anfang 2026 um rund 90%, und die nordischen TSOs zählten 670 MW Batterien, präqualifiziert für ein 550-MW-Produkt. Großbritanniens Dynamic Containment zahlte bei Einführung 2021 17 Pfund und seit 2023 2 bis 4 Pfund, bei 7 GW angeschlossenen Batterien. Deutschland hatte am 1 January 2026 1.35 GW Batterien für FCR präqualifiziert, das 2.3-Fache dessen, was es beschafft, und Modo erwartet, dass aFRR innerhalb von zwei bis drei Jahren gesättigt sein wird. Frankreich ist die Ausnahme, die es bestätigt: FCR fiel von 2022 bis 2024 um 73%, dann öffnete sich aFRR wieder für Batterien, und die Erlöse zogen an – vorerst. Wo immer ein Fahrzeug hinkommt, war ein Batteriecontainer zuerst da, braucht keinen Fahrer und bietet zu Grenzkosten.

Stell ein Auto unter realistischen Bedingungen in diese Märkte: 7 kW Gebot, 3 000 Stunden im Jahr mit Spielraum am Kabel, der Aggregator behält 40% – dann bleiben zu Preisen von 2025 in weiten Teilen Europas 150 bis 350 Euro im Jahr übrig, in den Nischen, in denen FCR-N oder aFRR noch zahlen, bis zu etwa 680: Schweden, Dänemark, Frankreich, die Niederlande. Das deckt sich mit dem, was tatsächlich angeboten wird. Elli zahlt im ersten Jahr bis zu 720 Euro für 250 Stunden im Monat, Dreev zahlte bis zu 20 Euro im Monat, die dänischen Transporter verdienten zu Preisen von 2017 bis 2019 1 400 bis 1 900 Euro im Jahr – Preise, die es nicht mehr gibt. Die Nischen sind klein: Die Pools umfassen 50 bis 2 000 MW, das entspricht bei voller Verfügbarkeit zehntausend bis einigen hunderttausend Autos, gegenüber Millionen Elektroautos und allein 360 000 V2G-fähigen Volkswagens in Deutschland. Füllt sich ein Pool, geht der Preis dahin, wo er in Großbritannien schon angekommen ist: Bei 4 Euro pro MW und Stunde bringt ein Auto rund 50 Euro im Jahr ein – weniger als seine eigene Messtechnik kostet. So sieht jeder Flexibilitätsmarkt aus, wenn er reift, und die Autos kommen am Ende der Kurve, nicht am Anfang.

Pool zwei: hinter dem Zähler

Das Szenario, mit dem jede Wallbox-Broschüre einsteigt: das Familienauto als Heimbatterie. Dafür haben wir ein einfaches Stundenmodell gebaut. Nimm für jeden Markt ein Jahr Day-Ahead-Preise bis August 2026, addiere Energiesteuer, verbrauchsabhängige Netzentgelte und Mehrwertsteuer, damit es einem spotindexierten Haushaltsvertrag entspricht, gib dem Haus eine normale Lastkurve mit Abendspitze und im Norden einem Winter, und der Familie ein 60-kWh-Auto, das werktags um 07:00 losfährt, um 17:00 mit 7 kWh weniger zurückkommt und das ganze Wochenende zu Hause bleibt. Dann entscheidet ein Controller mit perfekter Voraussicht jeden Nachmittag, wenn die Preise für morgen veröffentlicht werden, wann geladen und wann das Haus aus dem Auto versorgt wird – innerhalb eines Fensters von 12 bis 54 kWh und bei Kosten von zwei Cent pro Kilowattstunde für Batterieverschleiß. Wir rechnen drei Varianten: Laden, sobald das Auto eingesteckt wird; Laden in den günstigsten Stunden; und Laden in den günstigsten Stunden plus Entladen ins Haus in den teuersten. Der zweite Schritt ist smartes Laden und braucht keine bidirektionale Hardware. Der dritte ist V2H – und entscheidend ist, wie viel er gegenüber dem zweiten zusätzlich bringt.

Die Antwort über elf Märkte hinweg lautet: rund 144 Euro im Jahr, und smartes Laden allein ist ungefähr genauso viel wert. Großbritannien ist mit 255 Euro der Best Case, weil die Abendpreise dort gegenüber der Nacht am stärksten ansteigen; Italien mit 44 der schlechteste, weil eine flache Preiskurve und ein kleiner Haushalt nichts zum Verschieben übrig lassen. Großbritannien ist beim smarten Laden der Ausreißer: Bei Octopus Agile, wo der Endkundenpreis mit dem Großhandelspreis schwankt, bringt allein die Verschiebung des eigenen Ladevorgangs in die günstigen Stunden rund 509 Euro, der zusätzliche Entladeschritt 255. Überall ist das Haus der Engpass, nicht die Batterie: Das Auto hat 40 kWh Spielraum, die Abendspitze eines europäischen Haushalts liegt bei fünf bis zehn Kilowattstunden – und mehr kann V2H nicht verdrängen.

Solar macht es für diese Familie schlechter, nicht besser. Die Module produzieren an Werktagen zwischen 10:00 und 15:00, und das Auto steht bei der Arbeit; der Überschuss wird zu dem Preis eingespeist, den die Einspeiseregelung hergibt, und die einzige Sonne, die das Auto je speichert, ist die vom Wochenende. Mit 6 kWp auf dem Dach sinkt der zusätzliche V2H-Ertrag in Deutschland auf 125 Euro und in den Niederlanden auf 118 Euro; in den Niederlanden ist er bis zum Ende des Net Metering 2027 sogar gleich null, denn bis dahin wird jede eingespeiste Kilowattstunde zum vollen Endkundenpreis gutgeschrieben – eine kostenlose perfekte Batterie. Schweden hat seine Einspeisevergütung von 60 Öre am 1. Januar 2026 abgeschafft, weshalb sich Heimspeicher jeder Art dort überhaupt erst zu rechnen beginnen.

Das Einzige, was das Bild verändert, ist ein Auto, das zu Hause bleibt. Rechne dasselbe Modell für einen Haushalt, dessen Auto den ganzen Tag in der Einfahrt steht – bei Rentnern oder Menschen im Homeoffice – und der zusätzliche V2H-Ertrag verdoppelt sich ungefähr: auf 375 Euro in Finnland, 328 in Frankreich und 357 in Großbritannien. Auch das Solarszenario wird positiv, weil das Auto mittags da ist. Das ist der V2H-Haushaltskunde: nicht der Pendler mit Firmenwagen, den die öffentlichen Daten erfassen, sondern das Auto, das geparkt ist.

Der Parkplatz: hinter dem Zähler, im großen Maßstab

Der andere Fall hinter dem Zähler ist das Gebäude – und er ist der bessere. Ein Büro, ein Hotel oder ein Mehrfamilienhaus mit Parkplatz zahlt zweimal für Strom: pro Kilowattstunde und pro Kilowatt seiner höchsten Monatslast. Elvia berechnet einem Unternehmen in Oslo 31 Kronen pro kW und Monat im Sommer und 74 im Winter, rund 55 Euro pro kW und Jahr; ein deutsches Verteilnetz berechnet in der Niederspannung rund 100 bis 150 Euro pro kW und Jahr. Dieser Preis wird durch eine einzige schlechte Viertelstunde gesetzt – meist an Sommernachmittagen, wenn die Kältemaschinen laufen und die Autos noch alle in der Tiefgarage stehen.

Fünfzig Autos, die von neun bis fünf parken und jeweils bereit sind, für eine Stunde 5 kW zurückzugeben, nehmen 250 kW aus dieser Viertelstunde. In Deutschland sind das allein bei Leistungspreisen 25 000 bis 37 000 Euro im Jahr oder 500 bis 750 Euro pro Auto – noch vor Energiearbitrage oder Solar-Eigenverbrauch; in Oslo rund 14 000 Euro oder 275 pro Auto. Die Autos sind da, wenn die Spitze auftritt – und genau das unterscheidet diesen Fall vom Haushalt; der Gebäudeeigentümer hat bereits Zähler, Sicherung und Anlass. Auf der Ladeseite nimmt derselbe Parkplatz den Mittagsüberschuss einer Dachanlage auf – ganz normales Smart Charging, ganz ohne bidirektionale Hardware.

Die Haken sind genau die, die unsere öffentlichen Daten erkennen lassen. Ein Arbeitsplatzparkplatz leert sich freitags, im Juli und zu Weihnachten – genau wie die schwedischen Kurven zeigen –, und der Leistungspreis gilt monatlich: Eine einzige ungedeckte Spitze kostet den ganzen Monat. Der Flottenbetreiber braucht zudem die Zustimmung der Fahrer, Energie aus ihren Autos zu entnehmen; bei Poolfahrzeugen ist das einfach, bei allen anderen eine Vertragsfrage. Wo das Gebäude die Autos besitzt, ist dies heute der bankfähigste V2X-Fall in Europa.

Teil 3. Die Nachfrageseite von morgen: mehr Volatilität, weniger Trägheit

Auf der Nachfrageseite passieren gleichzeitig zwei Dinge, und für ein Auto ziehen sie in unterschiedliche Richtungen. Erstens füllt Europa seine Netze mit Erzeugung, die sich nicht planen lässt. Die Windkraftkapazität in der EU erreichte Ende 2025 246 GW und steuert bis 2030 auf rund 343 GW zu; Solarenergie überschritt 406 GW, und die nationalen Pläne summieren sich bis 2030 auf rund 700 GW. Allein Deutschland plant 215 GW Solar gegenüber heute 106, Spanien 76 gegenüber 45, Italien 80 gegenüber 41. Solarstrom wird mittags erzeugt, ob ihn jemand braucht oder nicht; die günstigen Stunden werden also günstiger, die Randstunden teurer, und die Differenz dazwischen – der Kern des Falls hinter dem Zähler – wächst. Zweitens hat ein von Wechselrichtern betriebenes Netz weniger rotierende Masse, sodass sich die Frequenz nach einem Fehler schneller bewegt und der Systembetreiber schnellere, nicht bloß mehr Reaktion braucht. Das sollte gut für eine Batterie auf Rädern sein. Ob es das ist, hängt davon ab, wer sonst noch dasselbe anbietet.

Die Spanne ist der messbare Teil, und sie hat sich bereits verschoben. Das Diagramm stellt für jeden Tag am Day-Ahead-Markt die vier teuersten Stunden den vier günstigsten gegenüber und bildet daraus den Jahresdurchschnitt: Von 2019 bis 2025 wuchs die Differenz in Norwegen um das 7.2-Fache, in Griechenland um das 5.8-Fache, in Spanien um das 5.6-Fache, in Schweden um das 5.0-Fache und in den Niederlanden um das 4.7-Fache; 2026 ist bislang in sieben der zehn Zonen das breiteste Jahr seit Beginn der Aufzeichnungen außerhalb von 2022. 2022 war das Gasjahr und überall ein Ausreißer; lässt man es außen vor, hat sich die Differenz seit 2023 in jedem solarstarken Markt jedes Jahr vergrößert: in Deutschland und den Niederlanden von rund 80 Euro auf 100 im Jahr 2025 und nahe 130 in den ersten acht Monaten von 2026, in Spanien von 63 auf 103, in Frankreich von 70 auf 105, in Griechenland von 95 auf 136. Nur Schweden und Finnland bleiben stabil, gebremst durch Wasserkraft und Kernenergie, und Norwegens Multiplikator startet fast bei null. Negative Preise erzählen dieselbe Geschichte von unten: Deutschland hatte 69 Stunden unter null im Jahr 2022 und 573 im Jahr 2025, die Niederlande 584, Spanien 556, Schwedens SE2 681, und EU-weit war 2024 eine von fünfundzwanzig Stunden negativ, 2025 eine von sechzehn in Frankreich, Deutschland, den Niederlanden und Spanien. ACER misst tägliche Preisschwankungen bei etwa dem Fünffachen ihres Niveaus von 2020, und Aurora prognostiziert, dass die durchschnittlichen stündlichen Spannen in Deutschland bis 2030 um ein weiteres Drittel steigen. Die Regulierer haben daraus eine Vorgabe gemacht: Das JRC beziffert den Flexibilitätsbedarf des EU-Systems auf 11% der Nachfrage heute und 24% im Jahr 2030, ACER verabschiedete im Juli 2025 die Methodik für nationale Bewertungen des Flexibilitätsbedarfs, und nun muss jeder Mitgliedstaat eine solche veröffentlichen; TenneT zufolge brauchen die Niederlande bis 2030 9 GW Netzbatterien und rechnet mit 2.2 GW Elektrofahrzeugen als flexibler Kapazität.

Pool zwei, der Arbitragepool, wächst also mit dem Fahrzeugbestand und mit dem Spread, und seine einzige Obergrenze ist der Eigenverbrauch des Haushalts. Der Preis dieser Flexibilität wird allerdings auch gedrückt – von denselben Batterien: Aurora erwartet bis 2030 mehr als 80 GW netzgekoppelte Großbatterien in Europa, gegenüber 17 GW im Jahr 2025; Modos deutsche Prognose liegt bei 15.4 GW und wurde wegen der Konkurrenz durch Elektrofahrzeuge von 18.7 GW gesenkt. Eine Batterie im Container ist ein Auto ohne Fahrer: Sie nutzt dieselben Stunden, denselben Markt, und jedes Gigawatt davon glättet den Spread, den das nächste Auto verdienen sollte.

Trägheit ist der Bereich, der am ehesten nach einer Aufgabe für Autos klingt – und am wenigsten wahrscheinlich zu einer wird. Die Physik ist real. Eine Studie für die Europäische Kommission veranschlagt die Trägheitskonstante des kontinentaleuropäischen Systems 2019 auf über fünf Sekunden und 2030 auf unter drei und kommt zu dem Schluss, dass nach einer Netztrennung rund 300 GW·s zusätzliche Trägheit nötig wären, um die Frequenzänderungsrate unter 1 Hz pro Sekunde zu halten. ENTSO-Es Project Inertia schlägt vor, mindestens die Hälfte der Zeit eine Trägheitskonstante von zwei Sekunden vorzuhalten. Die nordischen TSOs dimensionieren ihre Störreserve auf 150 GW·s kinetische Energie und berichten, dass die Stunden unterhalb dieses Niveaus seit 2022 jährlich zunehmen; Großbritannien hat seine Mindestgrenze für Trägheit von 140 auf 120 GVA·s gesenkt und schlägt 102 vor – das spart jährlich eine Viertelmilliarde Pfund an Engpasskosten. Doch entscheidend ist, wie die Betreiber die Lösung beschaffen. Großbritannien hat über seine Stability Pathfinders 36 GVA·s Trägheit kontrahiert, fast ausschließlich von Synchronkondensatoren, und ergänzt lediglich 200 MW Dynamic Containment. Deutschland eröffnete im Januar 2026 einen Markt für Momentanreserve zu 805 bis 889 Euro pro MW·s und Jahr; seit Juni sind netzbildende Wechselrichter für Hochspannungsbatterien Pflicht. Svenska kraftnät beschafft 113 MW schnelle Frequenzreserve und hat 910 MW präqualifiziert; der Bedarf für 2035 liegt – je nachdem, wie viel Kernkraft bleibt – zwischen nahezu null und dem Zweieinhalbfachen des heutigen Werts. Trägheit wird als Asset beschafft, als rotierende Masse oder als ans Übertragungsnetz gebundener netzbildender Wechselrichter – nicht als Reaktion, auf die ein Auto bieten kann. Was Autos bieten können, die Produkte im Subsekunden- und Sekundenbereich, ist klein und in Schweden bereits achtfach von Batterien überzeichnet. Das Frequenzproblem ist real; der Frequenzmarkt für Autos wird dadurch nicht größer.

Auch der Weg des Pioniers erzählt dieselbe Geschichte. The Mobility House, 2009 in München gegründet und unterstützt von Mercedes-Benz, der Renault-Nissan-Allianz, Mitsui und Mercuria, präqualifizierte 2018 einen Nissan Leaf bei Amprion für Primärreserve und erklärte, ein Auto könne 500 bis 1 000 Euro im Jahr verdienen. Die kommerziellen Produkte seither sind allesamt Tarife, keine Reserven: eyond in Deutschland, intelligentes Laden mit 10 Cent Rabatt im Wert von rund 400 Euro jährlich; Mobilize Power in Frankreich, im Oktober 2024 mit Renault gestartet, bei dem das Auto pro angeschlossener Stunde rund zehn Cent verdient und der Haushalt etwa 600 Euro im Jahr spart; kostenloses Laden zu Hause in Deutschland ab 2026 für ein Auto, das 14 Stunden täglich am Kabel hängt; sowie die Pooling-Engine hinter Volkswagens 720-Euro-Angebot. Im Februar 2025 sagte der Geschäftsführer, die besten Märkte seien die deregulierten mit Smart Metern, während die Nordics mit ihrer Wasserkraft V2G weniger bräuchten; im August 2026 verkaufte das Unternehmen sein Nordamerikageschäft und richtete den Fokus auf europäische V2G-Tarife. Das Unternehmen, das mit Frequenzreserve begann, verdient sein Geld damit, Autos hinter einem Festpreisversprechen an den Fahrer im Großhandels- und Intraday-Markt zu poolen. Dorthin ist der Wert gewandert – und dorthin gehen die Autos als Nächstes.

Die Prognosen sind sich über die Richtung einig und über die Größenordnung uneinig – meist, weil sie unterschiedliche Jahre bepreisen. Fraunhofer für Transport & Environment ermittelt in einem vollständig optimierten EU-System bis 2040 bis zu 780 Euro jährlich pro Haushalt; der VDE veranschlagt in der Praxis 200 bis 300; Eurelectric und EY nennen für 2030 450 bis 2 900; die IEA wertete die laufenden Angebote aus und landete bei mehreren hundert Dollar, typischerweise etwa 500; die deutsche Simulation von Agora Verkehrswende ermittelt für Arbitrage bis zu 500 und warnt, dass das Ergebnis zwischen einem Preisjahr 2021 und 2022 um den Faktor acht schwankt; der BDL-Feldversuch mit BMW und TenneT erzielte im tatsächlichen Handel bis zu 75 Euro pro Auto. Der einzige britische Versuch mit Reserveerlösen, Sciurus, erwirtschaftete 2021 mit Dynamic Containment 725 Pfund pro Auto bei 64 Pfund pro kW; dieses Produkt zahlt heute weniger als vier.

Teil 4. Angebot trifft Nachfrage: drei Szenarien bis 2030

Nimm das Angebot aus Teil 1, die beiden Pools aus Teil 2 und die Kräfte aus Teil 3 – und projiziere sie nach vorn. Das Angebot besteht aus der nach unserer Schätzung 2030 zum jeweiligen Netzhöchstlastzeitpunkt eines Landes angeschlossenen, geeigneten Flotte, von der ein bestimmter Anteil teilnimmt, zuzüglich der Netzspeicher, die die Prognostiker erwarten. Die Nachfrage ist der Reservebedarf, hochgerechnet mit einem Szenariofaktor, sowie die verschiebbare Haushaltslast, hochgerechnet mit dem Spread. Die Preise folgen der Regel, die die vergangenen fünf Jahre gelehrt haben: Sie orientieren sich am Auktionsergebnis von 2025 und fallen um rund 60% für jede Einheit, um die das Angebot mit Grenzkosten von null im Verhältnis zum Bedarf steigt; Untergrenze sind 4 Euro pro MW und Stunde. Übersteigt der Bedarf das Angebot, erholen sie sich in Richtung des Niveaus vor den Batteriespeichern. Drei Szenarien, in der Tabelle ausgeführt, klammern die Unsicherheit ein: eines, in dem die Batterie-Pipeline vollständig gebaut wird und der Netzbedarf kaum steigt; eines in der Mitte; und eines, in dem Volatilität und Reservebedarf schnell wachsen und die Batterien zu spät kommen.

Das Muster ist in allen drei Fällen gleich. In den sieben Märkten mit einer ernstzunehmenden Batterie-Pipeline – Deutschland, Großbritannien, Frankreich, den Niederlanden, Spanien, Italien und Griechenland – liegt der Reservepool im Basisszenario 2030 auf oder nahe dem Mindestniveau, und der Anteil eines Fahrzeugs daran beträgt 6 bis 23 Euro pro Jahr. Nur das volatile Szenario, in dem sich der Bedarf fast verdoppelt und die Hälfte der Batterien nicht gebaut wird, hebt ihn auf 17 bis 137. Die Nischen sind Norwegen, Schweden, die Schweiz und Finnland, wo es wenige Batterien gibt, ihre Kapazität begrenzt ist oder ihr Netzanschluss teuer ist: Dort verdient ein Fahrzeug im Basisszenario 137 bis 419 und bei einem volatilen Netz 317 bis 609. Diese Zahlen messen einen regulatorischen Burggraben, kein Geschäft: Ein norwegischer Preis, der auf dem Niveau von 2025 bleibt, weil Statnett kleine Batterien begrenzt, ist ein Preis, den eine Regeländerung oder ein 300-MW-Container beseitigt. Der Arbitragepool bewegt sich in die andere Richtung: 154 bis 344 Euro je Fahrzeug außerhalb Italiens im Basisszenario; er steigt in jedem Szenario mit dem Spread und ist die einzige Position, die mit der Flotte wächst, statt durch sie geteilt zu werden.

Über die elf Länder hinweg summiert, ist der für Fahrzeuge offene Reservepool 2030 jährlich 720 bis 2332 Millionen Euro wert, wovon die Fahrzeuge 40 bis 356 Millionen erhalten würden; der Haushalts-Arbitragepool liegt bei den angenommenen Teilnahmequoten bei 120 bis 565 Millionen. Gemessen an den 24 Millionen Elektrofahrzeugen, die nach unserer Schätzung 2030 auf Europas Straßen unterwegs sind, ist die Reservelinie Taschengeld und die Arbitragelinie ein Tarifrabatt. Gemessen an den 16 GW geeigneter Wechselrichter, die zur Höchstlast am Kabel hängen, sind beide Pools jedoch attraktiv – denn die Anlage kostet nichts im Bau.

Was sich daraus ergibt

Europa hat eine verteilte Batterie und mindestens drei Fahrpläne. In Amsterdam und Oslo stempelt sie um 18:00 ein und schläft auf der Straße – passend zur sommerlichen Abendspitze, aber zu wenig für Norwegens winterliche Rekordstunde. In Stockholm und Helsinki arbeitet sie tagsüber, wenn das Netz im Sommer seine Spitze erreicht – nicht im Winter. In Zürich ist sie vor der Abendspitze zu jeder Jahreszeit schon weg. In Deutschland hängt sie von spätem Vormittag bis tief in den Abend mit 11 kW am Kabel, mit der größten dafür geeigneten Flotte des Kontinents. Deshalb hat Deutschland die doppelte Netzentgeltbelastung für rückgespeisten Strom zum 1 January 2026 abgeschafft – und deshalb öffnet sich sein Markt zuerst.

Was die Anlage wert ist, ist eine kleinere Zahl als das, was sie ist – und die beiden Kurven, die sie bestimmen, bewegen sich in entgegengesetzte Richtungen. Die Angebotskurve, Autos plus Batterien, verschiebt sich schneller nach rechts, als jeder Reservebedarf wachsen kann. Deshalb steuert der Preis für Bereitschaft überall dort auf seinen Boden zu, wo Batterien zugelassen sind. Auch die Nachfragekurve für die Verschiebung von Energie über den Tag, bestimmt von Solar und Wind, wandert nach rechts – und dieser Pool bleibt bestehen: eine Ersparnis auf der Rechnung, ein paar hundert Euro pro Auto, mehr dort, wo das Auto zu Hause bleibt, und deutlich mehr dort, wo der Parkplatz eines Gebäudes auf dessen Lastspitze trifft. Die verteilte Batterie scheitert weder an der Technologie noch am Timing. Sie ist schlicht am Ende der Regelenergiekurve und am Anfang der Arbitragekurve angekommen – und das Geld folgt der zweiten.

Die Regeln holen zu den Autos auf. AFIR schreibt ISO 15118-20 für neue öffentliche AC-Ladepunkte ab 2027 vor, die nordischen Betreiber akzeptieren Gebote ab 100 kW, Deutschland hat die doppelte Gebühr abgeschafft, Spanien hat den Aggregator anerkannt, Italien hat begonnen, für Frequenzreserve zu zahlen. Wenn sie fertig sind, wird die Anlage bereitstehen. Unsere Daten zeigen, wo sie parkt und wann; dieser Artikel zeigt, was dieses Parken wert ist – und für wen.

Sources

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Skatteverket, mikroproduktion av förnybar el

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

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Open-Meteo historical weather API (ERA5)