Europas mest driftssikre parkerte kraftverk har ulike arbeidstider i hvert marked

Vehicle-to-grid har vært fem år unna i tjue-ni år. Artikkelen som ga det navn kom i 1997, den første kommersielle huben åpnet i 2016, og alle prognoser imellom la vendepunktet rett over horisonten. Det som gjør 2026 annerledes, er ikke teknologien, som har fungert i forsøk siden Delaware. Det er at påstanden for første gang kan prøves mot data: Bilparken er stor nok til å måle, veggboksene er i salg, og markedene som ville betalt har publisert prisene sine. Så vi målte, og denne saken er resultatet. Den begynner med historien, fordi historien er grunnen til å være forsiktig.

Ideen om at en parkert bil er et kraftverk, er eldre enn de fleste bilene i panelet vårt, og de fem årene har flyttet seg fremover med kalenderen. En kort, urettferdig historie.

I 1997 skrev Willett Kempton og Steven Letendre artikkelen som ga fenomenet navn: Batteriene i elbiler, lagt sammen, ville overgå produksjonskapasiteten til alle landets kraftverk mange ganger, og trikset var ikke energimengden, men å reagere i det øyeblikket nettet ba om det. Den gangen fantes det nesten ingen elbiler. Den samme gruppen regnet ut økonomien i 2005: Pengene lå i frekvensregulering og reserver, ikke i grunnlast, og én enkelt bil kunne i prinsippet tjene tusenvis av dollar i året på det. Den artikkelen siteres fortsatt i de fleste V2G-forretningsplaner, tjue år senere.

Prognosene begynte da Leaf fantes. I november 2011 regnet Pike Research med nær 100 000 V2G-klare kjøretøy innen 2017. I mai 2012 lanserte Nissan LEAF to Home i Japan, ett år etter Fukushima, og bilen ble en резервgenerator for huset før den ble noe for nettet. I mars 2015 anslo Navigant inntektene fra vehicle-grid til rundt 21 millioner dollar i året innen 2024, og i august 2016 åpnet Nissan, Enel og Nuvve verdens første fullt kommersielle V2G-hub: ti elektriske varebiler på en parkeringsplass hos et energiselskap i Frederiksberg, København.

I februar 2018 finansierte den britiske regjeringen 21 V2G-prosjekter med 30 millioner pund, med forsøk på rundt 2 700 kjøretøy; Electric Nation og Powerloop, som vi støtter oss på for tilkoblingsatferd senere i denne saken, kom ut av den runden. I desember 2019 flyttet Navigant tallet sitt til 1.4 milliarder dollar innen 2030. I april 2022 erklærte Utrecht seg som verdens første toveisregion med 150 delte Ioniq 5-er. I 2025 la Octopus en V2G-tariff ut for salg i Storbritannia, Renault la en på 5 i Frankrike, og i 2026 leverte Volkswagen, BMW og E.ON veggboksene. Fra 2027 krever AFIR den toveis protokollen på nye offentlige AC-punkter.

Les datoene, og hver eneste én ble annonsert som vendepunktet. Forsøkene fungerte, for å være rettferdig: Bilene regulerte faktisk frekvens i Delaware, København og Utrecht. Det som aldri har eksistert før nå, var en bilpark stor nok til å bety noe, en veggboks du kunne kjøpe, en protokoll alle snakket og en tariff som betalte, i samme land på samme tid. Den første av disse fire er den dataene våre kan si noe om, og den har endret seg mer de siste tre årene enn i de foregående tjuefem. Derfor handler resten av denne saken om bilparken, ikke teknologien.

Del 1. Tilbudssiden: hvor mye av bilparken er koblet til, og når

Et kraftverk beskrives med tre tall: hvor mye kapasitet det har, når det er tilgjengelig, og hva det koster å kjøre. For det distribuerte batteriet i Europas elbiler er det tredje nær null, og de to første ukjente, fordi ingen måler en parkert bil. Denne delen måler det som kan måles, det offentlige Type 2-nettet time for time i elleve land, og skalerer det deretter til bilparken med oppgitte forutsetninger. Alt her handler om tilbud. Om noen betaler for dette tilbudet, er Del 2.

Hurtigladere får overskriftene. Type 2 gjør jobben, mens ingen ser på. Ved midnatt på en ukedag i august hadde 20% av Nederlands offentlige AC-ladepunkter en bil koblet til: rundt 31 000 kjøretøy bundet til en gatestolpe, uten å gjøre noe før morgenen. I Oslos kommunale gater er tallet 37%. I Stockholm er den samme kontakten travlest klokken ni om morgenen, på en bedriftsparkering.

Det er råmaterialet for vehicle-to-grid: ikke batteriet, som er gitt, men timene bilen tilbringer koblet til en ledning. Denne delen arbeider bare med det vi kan se: 408 000 offentlige AC-ladepunkter i elleve land, avlest time for time. Den måler når de har en bil, forklarer hvorfor timene varierer fra marked til marked, og sammenholder dem med timen hvert nett har toppbelastning. Hver konklusjon gjelder det offentlige nettet og ingenting annet frem til siste seksjon, som anslår oppkjørslene og parkeringsplassene vi ikke kan se.

Én kontakt, tre skift: hva de offentlige ladepunktene viser

Sorter landene etter timen da deres offentlige AC-ladepunkter er fullest, og de faller i tre grupper. Dette gjelder bare det offentlige nettet: gatestolper, parkeringsplasser og destinasjonssteder, ikke veggboksen i garasjen. Nattskiftet er Nederland og Norge: Ladepunktene fylles fra 17:00, topper rundt midnatt og tømmes etter 07:00. Dagskiftet er Sverige, Finland og Sveits: Ladepunktene fylles klokken 07:00, topper ved ni eller ti, og har bare en bil på rundt 8% av punktene klokken to om natten. Heldagsskiftet er Tyskland, Italia, Frankrike og Hellas: en flatere kurve som fylles opp innen midt på formiddagen, holder seg travel gjennom kvelden og aldri helt tømmes.

Årsaken er ikke pluggen. Det handler om hvem som eier bilen, og hvor den overnatter. I Nederland kan bare 27% av husholdningene parkere på egen grunn, og 64% av nye elbiler er leasingbiler. En nederlandsk offentlig ladeplass fungerer i praksis som en hjemmelader som tilfeldigvis står på fortauet; den nasjonale ladeundersøkelsen viser at sjåfører uten hjemmelading kjører 63% av kilometerne sine på offentlig AC. I Norge er eierskapet privat, privatleasing utgjør bare 16% av salget, og rundt ni av ti eiere lader hjemme; det som gjenstår for det offentlige AC-nettet, er bykjernen med leilighetsbebyggelse, og dermed oppfører det seg som Amsterdam. Sverige er speilbildet: bare rundt en tredjedel av nye biler registreres av privatpersoner, en firmabil kommer med en stikkontakt på arbeidsplassen, og det offentlige AC-nettet er i stor grad parkeringsplassen under kontoret. Tyskland ligger imellom, med omtrent to tredjedeler av nye BEV-er gjennom kommersielle kanaler og et offentlig nett bygget rundt destinasjoner snarere enn fortauskanter.

Norge viser begge mønstrene innenfor ett land. Oslos kommunale gatenett har en bil i 37% av ladeplassene fra midnatt til 04:00 og beveger seg knapt før morgenavgangene starter klokken 05:00. Mer Norways destinasjonssteder gjør det motsatte: De fylles fra 09:00 og tømmes innen 18:00. Legg de to sammen med resten av landet, og den nasjonale offentlige AC-kurven flater ut til rundt 14% døgnet rundt. Sverige beholder arbeidsplassprofilen hele veien: 8% av ladeplassene har en bil over natten, 17% klokken 08:00.

To konsekvenser følger, begge for det offentlige anlegget. Landene på nattskift lar bilene stå på kabelen nettopp i timene nettet ikke har noe bedre å gjøre, noe som gjør dem ideelle for lading og ubrukelige for å barbere kveldstoppen, med mindre bilen allerede står der klokken 17:00. I Nederland gjør den stort sett det: 18% av ladeplassene er opptatt klokken 17:00, mot 20% ved midnatt. Landene på dagskift har bilene stående i soltimene og gir dem tilbake klokken 16:00, feil retning for en kveldstopp og riktig for å ta unna overskudd midt på dagen.

Når bilene står på kabelen, og når nettet vil ha dem

Et parkert batteri er bare verdt noe i timen systemet mangler kraft. Innkoblingskurvene våre er fra august, så vi holdt nettet til samme måned: For hvert land tok vi gjennomsnittlig hverdagslast for august 2026 fra Energy-Charts, fant timen da den topper seg og leste av den offentlige innkoblingskurven på det tidspunktet. Last her er det nettet faktisk må levere, netto etter solceller på tak, og derfor faller sommertoppene i Nederland, Spania og Italia etter mørkets frembrudd, mens den tyske treffer klokken 11:00. Diagrammet viser andelen ladeplasser med en bil på det tidspunktet ved siden av andelen ved landets egen travleste time. Gapet mellom de to søylene er den delen av det offentlige anlegget som allerede har dratt hjem, eller ennå ikke har kommet. Hva som skjer i private garasjer på det tidspunktet, er et spørsmål for siste del.

Om sommeren vil nettet ha de offentlige ladeplassene når de er fulle. Den nederlandske toppen kommer klokken 21:00, når ladeplassene langs gaten er 92% så fulle som de blir ved midnatt. Norge topper klokken 20:00 på en kurve som er flat døgnet rundt. Italia og Spania topper seg også etter mørkets frembrudd, med ladeplassene på eller nær kveldstoppen. Arbeidsplasslandene har samme flaks fra motsatt kant: Sveriges sommerlast topper klokken 11:00 og Finlands klokken 13:00, midt i arbeidsdagen, med ladeplassene 97% og 95% så fulle som ved sin egen topp. Frankrike og Hellas topper klokken 14:00, på ettermiddagsplatået sitt.

Unntakene er destinasjonsmarkeder der bilene holder andre tider enn nettet. Sveits' last topper klokken 19:00, etter at dagskiftanlegget har dratt: 8% av ladeplassene har da en bil, mot 12% klokken 10:00. Tyskland er speilbildet: Sommertoppen kommer klokken 11:00, mens de offentlige ladeplassene fylles mot kvelden, så de er 74% så fulle ved toppen som klokken 19:00.

Vinteren er den hardere testen, og vi kan bare kjøre den der vi har innkoblingskurver for januar. Det har vi for Norge og Sverige, fra et eldre, fast panel av ladeplasser. Sveriges januarlast topper klokken 17:00; ladeplassene hadde en bil i 13% av tilfellene på det tidspunktet, mot 26% klokken 11:00, så halvparten av arbeidsplassnettet hadde stemplet ut før nettet trengte det. Norges januarlast er høyest klokken 16:00 på en gjennomsnittlig hverdag, og tidenes rekord kom mellom 08:00 og 09:00 7. januar 2026: Det norske panelet viste 16% klokken 16:00 og 17% klokken 08:00, mot 25% over natten. Gatenettet er på vei bort idet nettet setter rekordene sine. De franske og italienske vintertoppene flytter til 09:00 om morgenen; vi kjører samme kontroll der når januarkurvene foreligger.

Så i det offentlige nettet er sommeranlegget på jobb til rett tid nesten overalt, og de to unntakene er destinasjonsmarkeder der bilene drar før, eller kommer etter, toppen. Om vinteren, der vi kan kontrollere, snur bildet: Arbeidsplassnettet stempler ut før den svenske toppen, og gatenettet er på vei bort idet Norge setter rekordene sine. Der anlegget er av jobb, er verdien slett ikke effekttoppreduksjon, men å absorbere sol- og vindkraft midt på dagen – en reell tjeneste og en annen forretningsmodell.

Vinteren gjør anlegget større og behovet større

En elbil bruker langt mer energi om vinteren: Kupévarme, batterikondisjonering, snø og høyere rullemotstand. NAFs vintertest 2025 fant et gjennomsnittlig rekkeviddetap på 19% mellom minus seks og pluss åtte grader; testen i 2026, kjørt ned til minus 32, fant 38%. Geotabs datasett med fem millioner turer anslår brukbar rekkevidde til 54% av den oppgitte ved minus 15. Mer energi per kilometer betyr flere ladesesjoner, og flere sesjoner betyr flere timer på kabelen.

Det faste norske panelet vårt viser det: Offentlig AC-belegg steg fra rundt 15% i september til 20% i januar, og dagsserien følger temperaturen med r = −0.68 (Open-Meteo-reanalyse, befolkningsvektet). Sverige følger ikke temperaturen i det hele tatt (r = −0.08); bare juleferien påvirker det, når kontorene tømmes og belegget faller fra 15% til 9%. Der er eierskapsfortellingen igjen: Et arbeidsplassnett følger kalenderen, et gatenett følger termometeret. Både Norges og Finlands rekordtopper kommer på vintermorgener, så det offentlige gatenettet er størst nettopp i sesongen nettet er trangest, og forlater gaten nettopp i timen nettet er trangest.

Hva en tilkoblet bil er verdt, marked for marked

Alle toveisprodukter som lanseres i Europa i 2026, lander på rundt 11 kW på trefase 400 V: Volkswagen og Ellis BiDi-lader, BMW og E.ONs 11 kW DC-veggboks for iX3, Renaults Mobilize-boks på 7 til 22 kW, Wallbox' Quasar 2 på opptil 12.8 kW. Hyundai og Kia har aktivert V2G for EV9 og Ioniq 9 i Nederland. Maskinvaretaket for en hjemmetilkobling bestemmes imidlertid av huset, ikke bilen.

Denne enfasebegrensningen betyr mest i landet med flest biler. Mer enn 70% av norske boliger er tilknyttet et 230 V IT-nett, der trefaselading ikke er tilgjengelig og NAF anbefaler enfase ved 16 eller 32 A. Norges bilpark på én million teller derfor med 7 kW, det samme som Storbritannias, mens en nederlandsk eller tysk bil teller med 11. Volkswagen oppgir at rundt én million MEB-biler i Europa er klare for toveisdrift, noe som sammen med Renault, Hyundai, Kia og BMW er grunnlaget for antakelsen vår om at 15% av dagens bilpark kunne ha matet tilbake dersom veggboksen og tariffen fantes.

Fra ladepunktene vi ser til bilparken vi ikke ser: i dag og 2030

Alt over er målt. Herfra er det estimert. Offentlig AC er et lite vindu inn mot en stor bilpark: ved nett-toppen i Nederland utgjør ladepunktene våre rundt 3% av landets BEV-er, i Tyskland 0.2%. De fleste bilene sover i innkjørsler og garasjer vi ikke kan se, og ingenting i det offentlige mønsteret forteller oss om de er tilkoblet. Derfor bygger vi tallet på bilparknivå fra tre deler: bilene vi måler på offentlige ladepunkter, bilene til førere som kan lade hjemme multiplisert med sannsynligheten for å være tilkoblet i den aktuelle timen, og tilsvarende for biler til førere med lademulighet på jobb. Sannsynlighetene kommer fra forsøkene som har målt dem: Electric Nation fant at biler var tilkoblet i over 12 timer per økt og ladet to til tre ganger i uken, noe som betyr at en bil hjemme står på kabelen 30% til 45% av nettene, og Octopus Power Pack ber V2G-kundene sine om 12 timer om dagen, 20 dager i måneden. Innsatsfaktorene står i tabellen, slik at de kan diskuteres.

Med disse forutsetningene står det i dag mellom 12 og 20 GW inverterkapasitet tilkoblet nettet ved hvert lands egen toppbelastning, på tvers av de elleve landene. Av dette tilhører 2.0 til 3.2 GW biler som teknisk sett kan mate strøm tilbake. Innen 2030, når bilparken er mer enn doblet og seks av ti nye biler er bidireksjonale, utgjør den kapable andelen 10 til 16 GW og 15 til 24 GWh brukbar energi i topptimen. Tyskland alene står for 3.0 til 5.2 GW av dette. Fraunhofer ISI og T&E anslår at V2G kan erstatte 13 GW reservekapasitet i hele EU i 2040; våre elleve land er på vei dit – og foran i markedene for lading langs gaten.

Del 2. Etterspørselssiden i dag: to verdipooler

En parkert, tilkoblet og bidireksjonal bil kan få betalt på to arenaer, og dette er ulike markeder med ulik fysikk. Foran måleren kjøper systemoperatøren retten til å kalle på bilens effekt i sekunder eller minutter for å holde frekvensen og gjenopprette balansen: en ren tilbuds- og etterspørselsauksjon med et fast behov, priset av den billigste aktøren som er villig til å stå klar. Bak måleren flytter bilen husholdningens eller byggets eget forbruk fra dyre timer til billige, og verdien er en besparelse på regningen, begrenset av hvor mye av regningen som kan flyttes. Den første poolen er liten og hardt omstridt. Den andre er stor samlet sett og tynn per bil. Vi beregner begge med dagens priser; Del 3 spør hvordan prisene selv vil bevege seg.

Pool én: frekvens- og balansereserver

Alle europeiske systemoperatører kjøper de samme tre tingene: frekvensreserver (FCR, de første sekundene), automatisk gjenopprettingsreserve (aFRR, de neste minuttene) og manuell reserve (mFRR, det neste kvarteret og videre), pluss noen lokale produkter. En bil kan teknisk sett levere alle tre, men regelverket avgjør om den får lov: minste budstørrelse, om små ressurser kan aggregeres, om en husholdning bak en standardmåler kan kvalifisere, og om en aggregator kan operere uten kundens strømleverandør. Tabellen viser status per september 2026, basert på systemoperatørenes egne dokumenter.

Les nedover siste kolonne, så er kartet tydelig. De nordiske markedene tar imot bud fra 100 kW, samler alt i pooler, og ti danske varebiler har solgt FCR-N siden 2016; Fingrid skriver aggregerte leveringsgrupper inn i sine prekvalifiseringsregler, og Virta kjører allerede offentlige ladere i finsk FCR-D, kun lading. Frankrike sertifiserte en flåte av firmabiler for FCR i februar 2022, Sveits prekvalifiserte femti Hondaer for FCR og aFRR, Nederland kjørte biler i TenneTs aFRR så tidlig som i 2019. Tyskland har en prekvalifiseringsveiledning skrevet spesifikt for elektriske kjøretøy, og nåløyet er måling: hvert anlegg trenger intervallmåling, noe som utelukker standardprofilhusholdningen de fleste sjåfører tilhører. Storbritannias nåløye er det samme, bare trangere: Powerloop fant at ladenes ti-sekundersmåling kom langt til kort mot kravene i frekvenstjenestene. Spania anerkjente først den uavhengige aggregatoren ved dekret i 2026, Italia begynte overhodet å betale for FCR i juni 2026, Hellas har lisensiert aggregatorer og ingen biler. Norge er klar på papiret og har nettopp satt et tak på hva små ressurser kan prekvalifiseres for.

Prisen en megawatt reserve tjener, settes av den som billigst vil stå klar, og siden 2023 har det vært et batteri. Sveriges FCR-D opp var i snitt 127 euro per MW per time i 2022 og 12 i 2025; et svensk batteris inntekter fra systemtjenester falt rundt 90 % mellom midten av 2023 og begynnelsen av 2026, og de nordiske TSO-ene talte 670 MW batterier prekvalifisert for et produkt på 550 MW. Storbritannias Dynamic Containment betalte 17 pund ved lanseringen i 2021 og 2 til 4 pund siden 2023, med 7 GW batterier tilknyttet. Tyskland hadde 1.35 GW batterier prekvalifisert for FCR 1. januar 2026, 2.3 ganger det landet kjøper, og Modo forventer at aFRR mettes innen to til tre år. Frankrike er unntaket som bekrefter regelen: FCR falt 73 % fra 2022 til 2024, deretter ble aFRR åpnet igjen for batterier og inntektene tok seg opp, foreløpig. Overalt en bil kan komme til, har en container med celler kommet først, trenger ingen sjåfør og byr til marginalkostnad.

Sett en bil inn i disse markedene på realistiske vilkår – 7 kW bud, 3 000 timer i året tilkoblet med slingringsmonn, aggregatøren beholder 40% – og den gir netto 150 til 350 euro i året til 2025-priser i det meste av Europa, opp mot rundt 680 der FCR-N eller aFRR fortsatt betaler: Sverige, Danmark, Frankrike, Nederland. Det stemmer med det som faktisk tilbys. Elli betaler opptil 720 euro det første året for 250 timer i måneden, Dreev betalte opptil 20 euro i måneden, de danske varebilene tjente 1 400 til 1 900 euro i året til 2017–2019-priser som ikke lenger finnes. Lommene er små: poolene er på 50 til 2 000 MW, altså titusenvis til noen hundre tusen biler ved full tilgjengelighet, mot millioner av elbiler og 360 000 V2G-klare Volkswagen-biler bare i Tyskland. Fyll en pool, og prisen går dit Storbritannias har gått, og ved 4 euro per MW per time sitter en bil igjen med rundt 50 euro i året, mindre enn kostnaden for egen måling. Slik ser ethvert fleksibilitetsmarked ut når det modnes, og bilene kommer inn på slutten av kurven, ikke i starten.

Pool to: bak måleren

Eksempelet alle wallbox-brosjyrer frontes med, er familiebilen som husets batteri. Vi bygget en enkel timebasert modell for det. Ta et år med day-ahead-priser frem til august 2026 for hvert marked, legg til energiskatt, nettleie per kilowattime og mva. slik at det ligner en spotindeksert husholdningsavtale, gi huset en normal lastkurve med en topp om kvelden og, i nord, om vinteren, og gi familien en bil på 60 kWh som drar kl. 07:00 på hverdager, kommer tilbake kl. 17:00 etter å ha brukt 7 kWh, og står hjemme hele helgen. La så en kontroller med perfekt fremsyn avgjøre hver ettermiddag, når morgendagens priser publiseres, når bilen skal lades og når huset skal forsynes fra bilen, innenfor et vindu på 12 til 54 kWh og med to cent per kilowattime i batterislitasje. Kjør det på tre måter: lading så snart bilen kobles til, lading i de billigste timene, og lading i de billigste timene pluss utlading til huset i de dyreste. Det andre steget er smartlading og krever ikke toveis maskinvare. Det tredje er V2H, og det avgjørende er hvor mye det tilfører utover det andre.

Svaret, på tvers av elleve markeder, er rundt 144 euro i året, og smartlading alene er verdt omtrent det samme. Storbritannia er beste tilfelle med 255 euro, fordi kveldsprisene der stiger mest relativt til natten; Italia er svakest med 44, fordi en flat priskurve og et lite hus ikke etterlater noe å flytte på. Storbritannia er avviket for smartlading: Med Octopus Agile, der sluttbrukerprisen svinger med engrosprisen, er det å bare flytte bilens egen lading til de billige timene verdt rundt 509 euro, og det ekstra utladingssteget 255. Overalt er huset begrensningen, ikke batteriet: bilen har 40 kWh å gå på, mens kveldstoppene i et europeisk hjem er fem til ti kilowattimer, og det er alt V2H kan erstatte.

Sol gjør det verre, ikke bedre, for denne familien. Panelene produserer mellom 10:00 og 15:00 på en hverdag, mens bilen er på jobb; overskuddet mates ut til den prisen innmatingsordningen betaler, og den eneste solen bilen noen gang lagrer, er helgens. Med 6 kWp på taket faller V2H-tillegget til 125 euro i Tyskland og 118 i Nederland, og i Nederland er det ingenting før nettoavregningen opphører i 2027, fordi hver eksporterte kilowattime frem til da godskrives til full sluttbrukerpris, altså et gratis, perfekt batteri. Sverige fjernet sin eksportkreditt på 60 öre 1. januar 2026, og det er dette som gjør at hjemmelagring av enhver type begynner å lønne seg der.

Det ene som endrer bildet, er at bilen blir hjemme. Kjør samme modell for en husholdning der bilen står i oppkjørselen hele dagen, en pensjonist eller en som jobber hjemmefra, og V2H-tillegget omtrent dobles, til 375 euro i Finland, 328 i Frankrike og 357 i Storbritannia, og soltilfellet blir positivt fordi bilen er der ved middagstid. Dette er V2H-kunden i husholdningsmarkedet: ikke pendleren med firmabilen, som er kunden de offentlige dataene ser, men bilen som står parkert.

Parkeringsplassen: bak måleren, i skala

Det andre tilfellet bak måleren er bygget, og det er bedre. Et kontor, et hotell eller en boligblokk med parkeringsplass betaler for strømmen to ganger: per kilowattime og per kilowatt av det høyeste uttaket i måneden. Elvia tar 31 kroner per kW per måned om sommeren og 74 om vinteren fra en virksomhet i Oslo, rundt 55 euro per kW per år; et tysk distribusjonsnett tar rundt 100 til 150 euro per kW per år på lavspenning. Den kostnaden avgjøres av ett dårlig kvarter, som regel midt på ettermiddagen om sommeren når kjølemaskinene går og bilene fortsatt står i kjelleren.

Femti biler parkert fra ni til fem, hver villig til å levere tilbake 5 kW i en time, fjerner 250 kW fra det kvarteret. I Tyskland er det verdt 25 000 til 37 000 euro i året bare i kapasitetsledd, eller 500 til 750 euro per bil, før energi-arbitrasje eller eget forbruk av solstrøm; i Oslo rundt 14 000 euro, eller 275 per bil. Bilene er der når toppen inntreffer, og det er hele forskjellen fra husholdningstilfellet, mens byggeieren allerede har måleren, sikringen og insentivet. På ladesiden tar den samme parkeringsplassen unna middagstoppen fra et solcelleanlegg på taket, noe som er helt vanlig smartlading og ikke krever toveis maskinvare i det hele tatt.

Hakengene er dem våre offentlige data kan se. En parkeringsplass på arbeidsplassen tømmes på fredager, i juli og til jul, akkurat som de svenske kurvene viser, og kapasitetsleddet er månedlig, så én udekket topp koster hele måneden. Flåteeieren trenger også førernes samtykke til å ta energi ut av bilene deres, noe som er enkelt for delte kjøretøy og en kontrakt for alle andre. Der bygget eier bilene, er dette det mest finansierbare V2X-tilfellet i Europa i dag.

Del 3. Etterspørselssiden i morgen: mer volatilitet, mindre treghet

To ting skjer med etterspørselssiden samtidig, og de trekker bilen i ulike retninger. Den første er at Europa fyller strømnettene sine med produksjon som ikke kan planlegges. Vindkapasiteten i EU nådde 246 GW ved utgangen av 2025 og er på vei mot rundt 343 GW innen 2030; solkraft passerte 406 GW, og de nasjonale planene summerer seg til rundt 700 GW innen 2030. Tyskland alene planlegger 215 GW solkraft mot 106 i dag, Spania 76 mot 45, Italia 80 mot 41. Solen produserer ved middagstid enten noen vil ha strømmen eller ikke, så de billige timene blir billigere, skuldertimene dyrere, og forskjellen mellom dem – som er hele caset bak måleren – blir større. Den andre er at et nett drevet av vekselrettere har mindre roterende masse, slik at frekvensen beveger seg raskere etter en feil og systemoperatøren trenger raskere, ikke bare mer, respons. Det burde være bra for et batteri på hjul. Om det faktisk er det, avhenger av hvem andre som tilbyr det samme.

Spennet er den målbare delen, og det har allerede flyttet seg. Diagrammet setter hver dags fire dyreste timer opp mot de fire billigste i day-ahead-markedet og tar snittet for året: fra 2019 til 2025 økte gapet 7.2× i Norge, 5.8× i Hellas, 5.6× i Spania, 5.0× i Sverige og 4.7× i Nederland, og så langt i 2026 er året det bredeste som er målt utenom 2022 i sju av de ti sonene. 2022 var gassåret og en avviker overalt; tar man det ut, har gapet økt hvert år siden 2023 i alle solkrafttunge markeder: Tyskland og Nederland fra rundt 80 euro til 100 i 2025 og nær 130 de første åtte månedene av 2026, Spania fra 63 til 103, Frankrike fra 70 til 105, Hellas fra 95 til 136. Bare Sverige og Finland er flate, holdt nede av vannkraft og kjernekraft, og Norges multiplum starter fra nesten ingenting. Negative priser er samme historie nedenfra: Tyskland hadde 69 timer under null i 2022 og 573 i 2025, Nederland 584, Spania 556, Sveriges SE2 681, og på tvers av EU var én av tjuefem timer negativ i 2024, én av seksten i Frankrike, Tyskland, Nederland og Spania i 2025. ACER måler daglige prissvingninger til rundt fem ganger nivået i 2020, og Aurora anslår at tyske gjennomsnittlige timespenn vil øke med ytterligere en tredel frem til 2030. Regulatorene har gjort dette til et krav: JRC anslår fleksibiliteten EU-systemet trenger til 11% av etterspørselen i dag og 24% i 2030, ACER vedtok metodikken for nasjonale vurderinger av fleksibilitetsbehov i juli 2025, og hver medlemsstat må nå publisere en, mens TenneT sier at Nederland trenger 9 GW nettbatterier innen 2030, og regner med 2.2 GW fra elektriske kjøretøy blant den fleksible kapasiteten det forventer.

Så pool to, arbitrasjepoolen, vokser med bilparken og med prisdifferansen, og den har ingen annen grense enn husholdningens eget forbruk. Prisen på denne fleksibiliteten blir imidlertid også presset ned av de samme batteriene: Aurora forventer mer enn 80 GW storskala batterier i Europa innen 2030, mot 17 GW i 2025, Modos tyske prognose er på 15.4 GW, nedjustert fra 18.7 GW på grunn av konkurranse fra elbiler. Et batteri i en container er en bil uten fører: Det driver arbitrasje i de samme timene, i det samme markedet, og hver gigawatt flater ut prisdifferansen den neste bilen skulle ha tjent på.

Treghet er den delen som høres mest ut som en jobb for biler, og som minst sannsynlig blir det. Fysikken er reell. En studie for Europakommisjonen anslår treghetskonstanten i det kontinentale systemet til over fem sekunder i 2019 og under tre innen 2030, og finner at det å holde frekvensendringshastigheten under 1 Hz per sekund etter en systemdeling vil kreve rundt 300 GW·s ekstra treghet i 2030. ENTSO-Es Project Inertia foreslår en minste treghetskonstant på to sekunder halvparten av tiden. De nordiske TSO-ene dimensjonerer driftsforstyrrelsesreserven for 150 GW·s kinetisk energi og rapporterer at antall timer under dette nivået har økt hvert år siden 2022; Storbritannia har senket sitt minste treghetsgulv fra 140 til 120 GVA·s og foreslår 102, noe som sparer en kvart milliard pund i året i flaskehalskostnader. Men se hvordan operatørene kjøper løsningen. Storbritannia kontraherte 36 GVA·s treghet gjennom sine Stability Pathfinders, nesten alt synkrone kondensatorer, og tilfører bare 200 MW Dynamic Containment. Tyskland åpnet et marked for momentanreserve i januar 2026 til 805 til 889 euro per MW·s per år, med nettdannende vekselrettere obligatorisk for høyspentbatterier siden juni. Svenska kraftnät kjøper 113 MW rask frekvensreserve og har 910 MW prekvalifisert, og behovet i 2035 spenner fra nær null til to og en halv ganger dagens nivå, avhengig av hvor mye kjernekraft som blir værende. Treghet anskaffes som en eiendel, en roterende masse eller en nettdannende vekselretter koblet til transmisjonsnettet, ikke som en respons en bil kan by inn. Det biler kan by inn, produkter på undersekund- og sekundnivå, er små og allerede åtte ganger overtegnet av batterier i Sverige. Frekvensproblemet er reelt; frekvensmarkedet for biler blir ikke større av den grunn.

Pionerens egen vei forteller det samme. The Mobility House, grunnlagt i München i 2009 og støttet av Mercedes-Benz, Renault-Nissan-alliansen, Mitsui og Mercuria, prekvalifiserte en Nissan Leaf for primærreserve hos Amprion i 2018 og sa at en bil kunne tjene 500 til 1 000 euro i året. Selskapets kommersielle produkter siden har alle vært tariffer, ikke reserver: eyond i Tyskland, smartlading med 10 cents rabatt verdt rundt 400 euro i året; Mobilize Power i Frankrike, lansert med Renault i oktober 2024, der bilen tjener rundt ti cents i timen når den er tilkoblet og husholdningen sparer rundt 600 euro i året; gratis hjemmelading i Tyskland fra 2026 for en bil som står tilkoblet 14 timer i døgnet; og poolingmotoren bak Volkswagens tilbud på 720 euro. I februar 2025 sa administrerende direktør at de beste markedene er de deregulerte med smarte målere, og at Norden, med sin vannkraft, trenger dette mindre; i august 2026 solgte selskapet sin nordamerikanske virksomhet og refokuserte på europeiske V2G-tariffer. Selskapet som startet med frekvensreserve, tjener penger på å samle biler i engros- og intradagmarkedet, bak et fastprisløfte til føreren. Det er dit verdien gikk, og dit bilene går videre.

Prognosene er enige om retningen og uenige om størrelsen, hovedsakelig fordi de priser ulike år. Fraunhofer for Transport & Environment finner opptil 780 euro i året per husholdning innen 2040 i et fullt optimalisert EU-system; VDE anslår det praktiske tallet til 200 til 300; Eurelectric og EY oppgir 450 til 2 900 for 2030; IEA gjennomgikk de aktive tilbudene og landet på flere hundre dollar, typisk rundt 500; Agora Verkehrswendes tyske simulering finner arbitrasje verdt opptil 500 og advarer om at resultatet svinger åttedobbelt mellom et prisår fra 2021 og et fra 2022; BDL-feltforsøket med BMW og TenneT tjente opptil 75 euro per bil i faktisk handel. Det ene britiske forsøket med reserveinntekter, Sciurus, tjente 725 pund per bil i 2021 fra Dynamic Containment til 64 pund per kW; det produktet betaler nå under fire.

Del 4. Tilbud møter etterspørsel: tre scenarioer mot 2030

Ta tilbudet fra del 1, de to poolene fra del 2 og kreftene fra del 3, og kjør dem framover. Tilbudet er den kapable bilflåten som står tilkoblet ved hvert lands effekttopp i 2030, basert på vårt anslag, der en viss andel deltar, pluss nettbatteriene prognosemakerne forventer. Etterspørselen er reservebehovet, oppskalert med en scenariofaktor, og husholdningslasten som kan flyttes, oppskalert med prisdifferansen. Prisene følger regelen de siste fem årene har lært oss: forankret i auksjonsresultatet for 2025, fallende med rundt 60% for hver enhet tilbud med null marginalkostnad øker relativt til behovet, med et gulv på 4 euro per MW per time, og på vei tilbake mot nivået før batteriene dersom behovet vokser raskere enn tilbudet. Tre scenarioer, beskrevet i tabellen, rammer inn usikkerheten: ett der hele batterirørledningen realiseres og nettet trenger lite mer, ett i midten, og ett der volatiliteten og reservebehovet vokser raskt og batteriene kommer sent.

Mønsteret er det samme i alle tre. I de sju markedene med en betydelig batterirørledning – Tyskland, Storbritannia, Frankrike, Nederland, Spania, Italia og Hellas – ligger reservepoolen på eller nær gulvet innen 2030 i basisscenarioet, og en bils andel er 6 til 23 euro i året. Bare det volatile scenarioet, der behovet nesten dobles og halvparten av batteriene ikke bygges, løfter det til 17 til 137. Lommene er Norge, Sverige, Sveits og Finland, der batteriene er få, begrenset eller dyre å koble til: der tjener en bil 137 til 419 i basisscenarioet og 317 til 609 dersom nettet blir volatilt. Tallene måler en regulatorisk vollgrav, ikke en forretning: en norsk pris som holder seg på 2025-nivå fordi Statnett begrenser små batterier, er en pris som en regelendring, eller en 300 MW-container, fjerner. Arbitrasjepoolen går motsatt vei: 154 til 344 euro per bil utenfor Italia i basisscenarioet, stigende med prisdifferansen i hvert scenario, og den er den eneste linjen som vokser med flåten i stedet for å deles på den.

Summerer vi på tvers av de elleve landene, er reservepoolen som er åpen for biler verdt 720 til 2332 millioner euro i året i 2030, hvorav bilene ville tatt 40 til 356 millioner, og husholdningsarbitrasjepoolen, ved de forutsatte deltakelsesratene, 120 til 565 millioner. Målt mot de 24 millioner elbilene vårt anslag plasserer på europeiske veier i 2030, er reservelinjen lommepenger og arbitrasjelinjen en tariffreduksjon. Men målt mot de 16 GW kapable omformerne som står tilkoblet ved toppen, er begge poolene verdt å ha, fordi anlegget ikke koster noe å bygge.

Hva det hele summerer seg til

Europa har ett distribuert batteri og minst tre tidsplaner. I Amsterdam og Oslo stempler det inn klokken 18:00 og sover på gaten, noe som passer en toppbelastning på sommerkvelden og gjør at Norges rekordtime om vinteren ikke nås. I Stockholm og Helsinki går det på dagskift, når nettet topper seg om sommeren, ikke om vinteren. I Zürich er det borte før kveldsrushet, uansett årstid. I Tyskland står det tilkoblet fra sen morgen til sent på kveld med 11 kW, med kontinentets største flåte som kan levere, og derfor avskaffet Tyskland den doble nettavgiften på tilbakeført strøm 1. januar 2026 – og derfor åpner markedet der først.

Hva anlegget er verdt, er et mindre tall enn hva det faktisk er, og de to kurvene som bestemmer det, beveger seg i hver sin retning. Tilbudskurven, biler pluss batterier, forskyves mot høyre raskere enn ethvert behov for reserver kan vokse, så prisen på å stå i beredskap nærmer seg gulvet overalt der batteriene slipper til. Etterspørselskurven for å flytte energi gjennom døgnet, drevet av sol og vind, forskyves også mot høyre, og det er den potten som består: en besparelse på regningen, noen hundre euro per bil, mer der bilen står hjemme og langt mer der en bygnings parkeringsplass møter byggets effekttopp. Det distribuerte batteriet feiler ikke på teknologi eller timing. Det har ganske enkelt kommet til slutten av frekvenskurven og starten på arbitragekurven, og pengene følger den siste.

Regelverket tar igjen bilene. AFIR krever ISO 15118-20 for ny offentlig AC fra 2027, de nordiske operatørene godtar bud fra 100 kW, Tyskland har fjernet sin doble avgift, Spania har anerkjent aggregatøren, og Italia har begynt å betale for frekvensreserve. Anlegget vil være der når de er ferdige. Våre data viser hvor det står parkert og når; det denne artikkelen tilfører, er hva parkeringen er verdt – 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)