Najbardziej niezawodnie zaparkowana elektrownia w Europie pracuje w innych godzinach na każdym rynku

Vehicle-to-grid jest od pięciu lat za pięć lat — już od dwudziestu dziewięciu lat. Artykuł, który nadał temu nazwę, ukazał się w 1997 roku, pierwszy komercyjny hub otwarto w 2016, a każda prognoza po drodze umieszczała punkt zwrotny tuż za horyzontem. Tym, co odróżnia 2026 rok, nie jest technologia, działająca w testach od czasów Delaware. Po raz pierwszy to zdanie można sprawdzić na danych: flota jest wystarczająco duża, by ją mierzyć, wallboxy są w sprzedaży, a rynki, które miałyby płacić, opublikowały swoje ceny. Więc zmierzyliśmy. Ten tekst jest wynikiem tych pomiarów. Zaczyna się od historii, bo to ona nakazuje ostrożność.

Pomysł, że zaparkowany samochód jest elektrownią, jest starszy niż większość aut w naszym panelu, a te pięć lat przesuwało się naprzód wraz z kalendarzem. Krótka, niesprawiedliwa historia.

W 1997 roku Willett Kempton i Steven Letendre napisali artykuł, który nazwał tę rzecz: baterie w samochodach elektrycznych, zsumowane, wielokrotnie przewyższałyby moc wytwórczą wszystkich elektrowni w kraju, a sednem nie była energia w dużym wolumenie, lecz odpowiedź w chwili, gdy sieć o nią poprosi. W tamtym czasie samochodów elektrycznych niemal nie było. Ta sama grupa wyliczyła ekonomię w 2005 roku: pieniądze były w regulacji częstotliwości i rezerwach, nie w pracy podstawowej, a pojedynczy samochód mógł teoretycznie zarabiać na tym tysiące dolarów rocznie. Dwadzieścia lat później ten artykuł wciąż jest cytowany w większości biznesplanów V2G.

Prognozy ruszyły, gdy pojawił się Leaf. W listopadzie 2011 roku Pike Research naliczył niemal 100 000 pojazdów z V2G do 2017 roku. W maju 2012 Nissan uruchomił w Japonii LEAF to Home, rok po Fukushimie, a samochód stał się awaryjnym generatorem dla domu, zanim stał się czymkolwiek dla sieci. W marcu 2015 Navigant oszacował przychody vehicle-grid na około 21 milionów dolarów rocznie do 2024 roku, a w sierpniu 2016 Nissan, Enel i Nuvve otworzyły pierwszy na świecie w pełni komercyjny hub V2G: dziesięć elektrycznych vanów na parkingu zakładu energetycznego we Frederiksberg w Kopenhadze.

W lutym 2018 brytyjski rząd sfinansował 21 projektów V2G kwotą 30 milionów funtów, testując około 2 700 pojazdów; Electric Nation i Powerloop, na których opieramy się później w tym tekście przy analizie zachowań związanych z podłączaniem, pochodzą z tej rundy. W grudniu 2019 Navigant podniósł swoją prognozę do 1.4 miliarda dolarów do 2030 roku. W kwietniu 2022 Utrecht ogłosił się pierwszym na świecie regionem dwukierunkowym, z 150 współdzielonymi Ioniq 5. W 2025 Octopus wprowadził taryfę V2G do sprzedaży w Wielkiej Brytanii, Renault wprowadził taką taryfę dla modelu 5 we Francji, a w 2026 Volkswagen, BMW i E.ON dostarczyły wallboxy. Od 2027 AFIR wymaga protokołu dwukierunkowego na nowych publicznych punktach AC.

Spójrzcie na daty: każda z nich była ogłaszana jako punkt zwrotny. Testy, uczciwie mówiąc, działały: samochody rzeczywiście regulowały częstotliwość w Delaware, Kopenhadze i Utrechcie. Do dziś nie istniała jednak flota wystarczająco duża, by miała znaczenie, wallbox, który można było kupić, protokół, którym wszyscy się posługiwali, i taryfa, która płaciła — w tym samym kraju i w tym samym czasie. O pierwszym z tych czterech warunków mogą mówić nasze dane, a w ostatnich trzech latach zmienił się on bardziej niż w poprzednich dwudziestu pięciu. Dlatego reszta tego tekstu dotyczy floty, nie technologii.

Część 1. Strona podażowa: jaka część floty jest podłączona i kiedy

Elektrownię opisują trzy liczby: jaką ma moc, kiedy jest dostępna i ile kosztuje jej eksploatacja. W przypadku rozproszonej baterii w europejskich samochodach elektrycznych trzecia jest bliska zeru, a pierwsze dwie pozostają nieznane, bo nikt nie mierzy zaparkowanego samochodu. Ta część mierzy to, co można zmierzyć — publiczną sieć Type 2 godzina po godzinie w jedenastu krajach — a następnie skaluje wyniki na flotę przy jasno określonych założeniach. Wszystko tutaj dotyczy podaży. To, czy ktoś zapłaci za tę podaż, jest tematem Części 2.

Szybkie ładowarki trafiają na nagłówki. To Type 2 wykonuje pracę — i robi to, gdy nikt nie patrzy. O północy w dzień powszedni w sierpniu 20% publicznych stanowisk AC w Holandii miało samochód podłączony do kabla: około 31 000 pojazdów przywiązanych do słupka przy ulicy, nie robiących nic aż do rana. Na miejskich ulicach Oslo to 37%. W Sztokholmie to samo złącze jest najbardziej zajęte o dziewiątej rano, na firmowym parkingu.

To surowiec vehicle-to-grid: nie bateria, bo ona jest dana, lecz godziny, które samochód spędza podłączony do przewodu. Ta część pracuje wyłącznie na tym, co widzimy: 408 000 publicznych stanowisk AC w jedenastu krajach, odpytywanych godzina po godzinie. Mierzy, kiedy stoją przy nich samochody, wyjaśnia, dlaczego godziny różnią się między rynkami, i zestawia je z godziną szczytowego zapotrzebowania każdej sieci. Każdy wniosek dotyczy wyłącznie sieci publicznej — aż do ostatniej sekcji, która szacuje podjazdy i parkingi, których nie widzimy.

Jedno złącze, trzy zmiany: co pokazują publiczne stanowiska

Uszeregujmy kraje według godziny, w której ich publiczne stanowiska AC są najpełniejsze, a podzielą się na trzy grupy. To wyłącznie sieć publiczna: słupki przy ulicach, parkingi i lokalizacje docelowe, nie wallbox w garażu. Zmiana nocna to Holandia i Norwegia: stanowiska zapełniają się od 17:00, osiągają szczyt około północy i pustoszeją po 07:00. Zmiana dzienna to Szwecja, Finlandia i Szwajcaria: stanowiska zapełniają się o 07:00, osiągają szczyt o dziewiątej lub dziesiątej, a o drugiej w nocy samochód stoi tylko przy około 8% stanowisk. Zmiana całodzienna to Niemcy, Włochy, Francja i Grecja: bardziej płaska krzywa, która wypełnia się do późnego rana, pozostaje zajęta przez wieczór i nigdy całkiem nie opada.

Powodem nie jest wtyczka. Chodzi o to, kto jest właścicielem samochodu i gdzie on nocuje. W Holandii tylko 27% gospodarstw domowych może parkować na własnej posesji, a 64% nowych EV to auta leasingowe. Holenderski publiczny punkt ładowania jest funkcjonalnie ładowarką domową, która po prostu stoi na chodniku; krajowe badanie ładowania wskazuje, że kierowcy bez możliwości ładowania w domu pokonują 63% swoich kilometrów, korzystając z publicznego AC. W Norwegii własność jest prywatna, leasing prywatny stanowi tylko 16% sprzedaży, a około dziewięciu na dziesięciu właścicieli ładuje w domu; dla publicznej sieci AC pozostaje centrum miasta z mieszkaniami w budynkach wielorodzinnych, więc działa ona jak Amsterdam. Szwecja jest lustrzanym odbiciem: zaledwie około jedna trzecia nowych samochodów jest rejestrowana przez osoby prywatne, samochód służbowy ma do dyspozycji gniazdo w miejscu pracy, a publiczna sieć AC to w dużej mierze parking pod biurem. Niemcy plasują się pośrodku: około dwie trzecie nowych BEV trafia przez kanały komercyjne, a publiczna sieć jest zbudowana wokół miejsc docelowych, nie krawężników.

Norwegia pokazuje oba wzorce w jednym kraju. Miejska sieć przy krawężnikach w Oslo utrzymuje samochód na 37% stanowisk od północy do 04:00 i niemal się nie zmienia, dopóki o 05:00 nie zaczną się poranne wyjazdy. Obiekty destynacyjne Mer Norway działają odwrotnie: zapełniają się od 09:00 i pustoszeją do 18:00. Po zsumowaniu obu z resztą kraju krajowa krzywa publicznego AC spłaszcza się do około 14% przez całą dobę. Szwecja zachowuje profil miejsca pracy do samego końca: nocą samochód stoi na 8% stanowisk, o 08:00 — na 17%.

Wynikają z tego dwie konsekwencje — obie dotyczą publicznej infrastruktury. Kraje pracujące na nocną zmianę trzymają samochody podłączone dokładnie w godzinach, gdy sieć nie ma nic lepszego do zrobienia; idealnie nadają się więc do ładowania, ale do redukcji wieczornego szczytu są bezużyteczne, chyba że samochód jest już na miejscu o 17:00. Tak się składa, że w Holandii najczęściej jest: o 17:00 zajęte jest 18% stanowisk, wobec 20% o północy. Kraje pracujące na dzienną zmianę trzymają samochody w godzinach słonecznych i oddają je z powrotem o 16:00 — to zły układ dla wieczornego szczytu, ale właściwy dla pochłaniania nadwyżek w południe.

Kiedy samochody są podłączone, a kiedy chce ich sieć

Zaparkowana bateria ma wartość tylko w godzinie, w której systemowi brakuje mocy. Nasze krzywe podłączeń pochodzą z sierpnia, dlatego sieć oceniliśmy dla tego samego miesiąca: dla każdego kraju wzięliśmy średnie obciążenie w dzień roboczy w sierpniu 2026 z Energy-Charts, znaleźliśmy godzinę szczytu i odczytaliśmy krzywą publicznych podłączeń dla tej godziny. Obciążenie oznacza tu to, co sieć faktycznie musi obsłużyć, po odjęciu produkcji z dachowej fotowoltaiki — dlatego letnie szczyty w Holandii, Hiszpanii i Włoszech przypadają po zmroku, a niemiecki na 11:00. Wykres zestawia udział stanowisk z samochodem o tej godzinie z udziałem w godzinie największego krajowego natężenia podłączeń. Różnica między słupkami to część publicznej infrastruktury, która już wróciła do domu albo jeszcze nie przyjechała. To, co dzieje się w prywatnych garażach o tej godzinie, jest pytaniem na ostatnią część.

Latem sieć potrzebuje publicznych stanowisk właśnie wtedy, gdy są pełne. Holenderski szczyt przypada na 21:00, kiedy stanowiska przy krawężnikach są zapełnione w 92% względem poziomu, który osiągną o północy. Norwegia osiąga szczyt o 20:00 na krzywej płaskiej przez całą dobę. Włochy i Hiszpania również osiągają szczyt po zmroku, gdy ich stanowiska są zapełnione na poziomie wieczornego maksimum lub blisko niego. Kraje z ładowaniem w miejscu pracy mają to samo szczęście z drugiej strony: letnie obciążenie Szwecji osiąga szczyt o 11:00, a Finlandii o 13:00 — w środku dnia pracy — gdy stanowiska są zapełnione odpowiednio w 97% i 95% względem własnego maksimum. Francja i Grecja osiągają szczyt o 14:00, na swoim popołudniowym plateau.

Wyjątkami są rynki destynacyjne, na których samochody funkcjonują w innych godzinach niż sieć. Obciążenie Szwajcarii osiąga szczyt o 19:00, gdy infrastruktura dziennej zmiany już opustoszała: samochód stoi wtedy na 8% stanowisk, wobec 12% o 10:00. Niemcy są lustrzanym odbiciem: ich letni szczyt przypada na 11:00, a publiczne stanowiska zapełniają się ku wieczorowi, więc podczas szczytu są zapełnione w 74% względem poziomu o 19:00.

Zima jest trudniejszym testem i możemy go przeprowadzić tylko tam, gdzie mamy styczniowe krzywe podłączeń. Dla Norwegii i Szwecji je mamy — ze starszego, stałego panelu stanowisk. Styczniowe obciążenie Szwecji osiąga szczyt o 17:00; o tej godzinie samochód stał na 13% stanowisk, wobec 26% o 11:00, więc połowa infrastruktury w miejscach pracy skończyła już zmianę, zanim sieć jej potrzebowała. Norweskie obciążenie jest najwyższe o 16:00 w przeciętny dzień roboczy, a rekord wszech czasów padł między 08:00 a 09:00 7 stycznia 2026: norweski panel wykazał 16% o 16:00 i 17% o 08:00, wobec 25% nocą. Infrastruktura przy krawężnikach wyłącza się, gdy sieć ustanawia rekordy. Francuskie i włoskie zimowe szczyty przesuwają się na 09:00 rano; przeprowadzimy tam ten sam test, gdy będą dostępne styczniowe krzywe.

Zatem w publicznej sieci letnia infrastruktura jest na zmianie o właściwej godzinie niemal wszędzie, a dwa wyjątki to rynki destynacyjne, gdzie samochody wyjeżdżają przed szczytem lub przyjeżdżają po nim. Zimą, tam gdzie możemy to sprawdzić, obraz się odwraca: infrastruktura w miejscach pracy kończy zmianę przed szwedzkim szczytem, a infrastruktura przy krawężnikach wyłącza się, gdy Norwegia ustanawia rekordy. Tam, gdzie infrastruktura jest poza zmianą, jej wartością nie jest w ogóle redukcja szczytu, lecz pochłanianie południowej energii słonecznej i wiatrowej — realna usługa, ale inny model biznesowy.

Zima powiększa infrastrukturę i zwiększa potrzebę

Samochód elektryczny zużywa zimą znacznie więcej energii: ogrzewanie kabiny, kondycjonowanie baterii, śnieg i większe opory toczenia. Zimowy test NAF z 2025 wykazał średnią utratę zasięgu na poziomie 19% między minus sześć a plus osiem stopni; test z 2026, przeprowadzony przy temperaturach do minus 32, wykazał 38%. Zbiór danych Geotab obejmujący pięć milionów podróży określa użyteczny zasięg przy minus 15 na 54% wartości deklarowanej. Więcej energii na kilometr oznacza więcej sesji ładowania, a więcej sesji oznacza więcej godzin podłączenia.

Nasz stały norweski panel to pokazuje: wykorzystanie publicznego AC wzrosło z około 15% we wrześniu do 20% w styczniu, a dzienna seria podąża za temperaturą przy r = −0.68 (reanaliza Open-Meteo, ważona liczbą ludności). Szwecja w ogóle nie podąża za temperaturą (r = −0.08); porusza nią tylko okres dwóch tygodni świątecznych, gdy biura pustoszeją, a wykorzystanie spada z 15% do 9%. To znów historia własności: sieć w miejscu pracy podąża za kalendarzem, sieć przy krawężnikach — za termometrem. Rekordowe szczyty zarówno w Norwegii, jak i Finlandii przypadają na zimowe poranki, więc publiczna infrastruktura przy krawężnikach jest największa dokładnie w sezonie, gdy sieć jest najbardziej napięta, i opuszcza ulicę dokładnie w godzinie największego napięcia sieci.

Ile wart jest podłączony samochód na każdym rynku

Każdy dwukierunkowy produkt trafiający na rynek europejski w 2026 roku osiąga około 11 kW przy trójfazowym zasilaniu 400 V: dwukierunkowa ładowarka Volkswagena i Elli, ścienna ładowarka DC 11 kW BMW i E.ON dla iX3, box Mobilize Renaulta o mocy od 7 do 22 kW, Wallbox Quasar 2 o mocy do 12.8 kW. Hyundai i Kia uruchomiły V2G dla modeli EV9 i Ioniq 9 w Holandii. Pułap sprzętowy dla przyłącza domowego wyznacza jednak dom, nie samochód.

To ograniczenie jednofazowe ma największe znaczenie w kraju z największą liczbą samochodów. Ponad 70% norweskich domów korzysta z sieci 230 V IT, gdzie ładowanie trójfazowe nie jest dostępne, a NAF zaleca jedną fazę przy 16 lub 32 A. Norweska flota licząca milion samochodów jest więc liczona po 7 kW, podobnie jak brytyjska, podczas gdy samochód holenderski lub niemiecki liczy się po 11 kW. Volkswagen wskazuje około milion samochodów MEB w Europie jako gotowych do pracy dwukierunkowej, co wraz z Renault, Hyundaiem, Kią i BMW stanowi podstawę naszego założenia, że 15% dzisiejszego parku mogłoby oddawać energię do sieci, gdyby istniał wallbox i odpowiednia taryfa.

Od stanowisk, które widzimy, do floty, której nie widzimy: dziś i 2030

Wszystko powyżej jest zmierzone. Od tego miejsca zaczynają się szacunki. Publiczne AC to niewielkie okno na wielką flotę: w holenderskim szczycie sieciowym nasze stanowiska obejmują około 3% krajowych BEV, w Niemczech 0.2%. Większość samochodów nocuje na podjazdach i w garażach, których nie widzimy, a nic w publicznym wzorcu nie mówi nam, czy są podłączone. Dlatego budujemy wartość dla całej floty z trzech elementów: samochodów, które mierzymy na publicznych stanowiskach, samochodów kierowców mogących ładować w domu pomnożonych przez prawdopodobieństwo podłączenia o danej godzinie oraz — analogicznie — samochodów kierowców mających gniazdo w pracy. Prawdopodobieństwa pochodzą z badań, które je zmierzyły: Electric Nation stwierdziło, że samochody pozostają podłączone przez ponad 12 godzin na sesję i ładują się dwa do trzech razy w tygodniu, co oznacza, że auto domowe jest podłączone do kabla przez 30% do 45% nocy, a Octopus Power Pack wymaga od klientów V2G 12 godzin dziennie przez 20 dni w miesiącu. Założenia są w tabeli, więc można z nimi polemizować.

Przy tych założeniach, w godzinie szczytu sieciowego każdego z krajów, w jedenastu krajach do kabli podłączone są dziś falowniki o mocy od 12 do 20 GW, z czego 2.0 do 3.2 GW przypada na samochody, które technicznie mogłyby oddawać energię z powrotem do sieci. Do 2030 r., gdy flota ponad dwukrotnie się powiększy, a sześć na dziesięć nowych aut będzie dwukierunkowych, część zdolna do tego osiągnie 10 do 16 GW oraz 15 do 24 GWh użytecznej energii w godzinie szczytu. Same Niemcy to 3.0 do 5.2 GW tej puli. Fraunhofer ISI i T&E szacują, że V2G może do 2040 r. zastąpić 13 GW mocy rezerwowej w całej UE; nasze jedenaście krajów podąża tą ścieżką, a na rynkach z ładowaniem przy krawężniku nawet ją wyprzedza.

Część 2. Dzisiejsza strona popytowa: dwie pule wartości

Zaparkowany, podłączony samochód dwukierunkowy może zarabiać w dwóch miejscach — i są to różne rynki, rządzące się inną fizyką. Przed licznikiem operator systemu przesyłowego kupuje prawo do wezwania mocy samochodu na sekundy lub minuty, by utrzymać częstotliwość i przywrócić równowagę: to czysta aukcja podaży i popytu przy stałej potrzebie, wyceniana według najtańszego dostawcy gotowego pozostawać w gotowości. Za licznikiem samochód przesuwa własne zużycie gospodarstwa domowego lub budynku z drogich godzin na tanie, a wartością jest oszczędność na rachunku, ograniczona skalą zużycia, które można przesunąć. Pierwsza pula jest mała i sporna. Druga — duża łącznie, lecz niewielka w przeliczeniu na samochód. Obie wyceniamy według dzisiejszych cen; w części 3 pytamy, jak zmienią się same ceny.

Pula pierwsza: rezerwy częstotliwościowe i bilansujące

Każdy europejski operator systemu kupuje te same trzy usługi: rezerwę utrzymania częstotliwości (FCR, pierwsze sekundy), automatyczną rezerwę odbudowy (aFRR, kolejne minuty) oraz rezerwę ręczną (mFRR, od kolejnego kwadransa wzwyż), a także kilka produktów lokalnych. Samochód technicznie może świadczyć wszystkie trzy, lecz o tym, czy może zostać dopuszczony, decyduje regulamin: minimalny wolumen oferty, możliwość agregowania małych aktywów, kwalifikacja gospodarstwa domowego za standardowym licznikiem oraz to, czy agregator może działać bez udziału sprzedawcy energii klienta. Tabela przedstawia stan na wrzesień 2026 r. na podstawie dokumentów samych OSP.

Spójrzcie na ostatnią kolumnę, a mapa staje się czytelna. Rynki nordyckie przyjmują oferty od 100 kW, pozwalają agregować wszystko, a dziesięć duńskich furgonów sprzedaje FCR-N od 2016 r.; Fingrid wpisuje agregowane grupy świadczące usługę wprost do swoich zasad prekwalifikacji, a Virta już wykorzystuje publiczne ładowarki w fińskim FCR-D — wyłącznie do ładowania. Francja certyfikowała flotę samochodów firmowych dla FCR w lutym 2022 r., Szwajcaria prekwalifikowała pięćdziesiąt Hond dla FCR i aFRR, a Niderlandy testowały samochody w TenneT aFRR już w 2019 r. Niemcy mają przewodnik prekwalifikacyjny napisany specjalnie dla pojazdów elektrycznych, a ich barierą jest pomiar: każda lokalizacja potrzebuje pomiaru interwałowego, co wyklucza gospodarstwa domowe o profilu standardowym, czyli większość kierowców. W Wielkiej Brytanii bariera jest ta sama, tylko wyższa: Powerloop stwierdził, że dziesięciosekundowy pomiar ładowarek był dalece niewystarczający wobec wymogów usług częstotliwościowych. Hiszpania uznała niezależnego agregatora dopiero dekretem w 2026 r., Włochy zaczęły w ogóle płacić za FCR w czerwcu 2026 r., Grecja ma licencjonowanych agregatorów, ale żadnych samochodów. Norwegia jest gotowa na papierze i właśnie ograniczyła moc, z jaką małe aktywa mogą uzyskiwać prekwalifikację.

Cenę, jaką megawat rezerwy zarabia, ustala ten, kto najtaniej pozostanie w gotowości — a od 2023 r. jest to bateria. Szwedzkie FCR-D up dawało średnio 127 euro za MW na godzinę w 2022 r. i 12 w 2025 r.; przychody szwedzkiej baterii z usług pomocniczych spadły o około 90% między połową 2023 r. a początkiem 2026 r., a nordyccy OSP naliczyli 670 MW baterii z prekwalifikacją dla produktu o zapotrzebowaniu 550 MW. Brytyjski Dynamic Containment płacił 17 funtów w momencie uruchomienia w 2021 r. i 2–4 funty od 2023 r., przy 7 GW przyłączonych baterii. Niemcy miały 1.35 GW baterii prekwalifikowanych dla FCR na 1 stycznia 2026 r. — 2.3 raza więcej, niż kupują — a Modo oczekuje nasycenia aFRR w ciągu dwóch–trzech lat. Francja jest wyjątkiem potwierdzającym regułę: FCR spadło o 73% od 2022 do 2024 r., po czym aFRR ponownie otwarto dla baterii i przychody odbiły — na razie. Gdziekolwiek może dotrzeć samochód, tam kontener ogniw był pierwszy: nie potrzebuje kierowcy i składa oferty po koszcie krańcowym.

Wprowadźmy samochód na te rynki na realistycznych warunkach: oferta 7 kW, 3 000 godzin rocznie podłączony do kabla z zapasem mocy, agregator zatrzymuje 40%, a przy cenach z 2025 roku w większości Europy zostaje 150 do 350 euro rocznie, do około 680 w niszach, gdzie FCR-N lub aFRR wciąż dobrze płaci: w Szwecji, Danii, Francji i Niderlandach. To zgadza się z tym, co faktycznie jest oferowane. Elli wypłaca do 720 euro w pierwszym roku za 250 godzin miesięcznie, Dreev płacił do 20 euro miesięcznie, a duńskie vany zarabiały 1 400 do 1 900 euro rocznie według cen z lat 2017–2019, których już nie ma. Te nisze są małe: pule mają od 50 do 2 000 MW, czyli od dziesięciu tysięcy do kilkuset tysięcy samochodów przy pełnej dostępności, wobec milionów aut elektrycznych i samych 360 000 Volkswagenów gotowych na V2G w Niemczech. Wypełnij pulę, a cena podąży tam, gdzie już poszła w Wielkiej Brytanii: przy 4 euro za MW na godzinę samochód zarabia netto około 50 euro rocznie, mniej niż kosztuje własne opomiarowanie. Tak wygląda każdy rynek elastyczności, gdy dojrzewa, a samochody pojawiają się na końcu tej krzywej, nie na jej początku.

Pula druga: za licznikiem

Scenariusz, od którego zaczyna każda broszura wallboxa, to rodzinny samochód jako domowy magazyn energii. Zbudowaliśmy dla niego prosty model godzinowy. Bierzemy dla każdego rynku rok cen day-ahead do sierpnia 2026, dodajemy podatek energetyczny, opłatę sieciową za kilowatogodzinę i VAT, aby odtworzyć indeksowaną spotowo umowę dla gospodarstwa domowego, nadajemy domowi normalny profil zużycia ze szczytem wieczornym, a na północy także zimowym, i dajemy rodzinie samochód o pojemności 60 kWh, który w dni robocze wyjeżdża o 07:00, wraca o 17:00 po zużyciu 7 kWh i zostaje w domu przez cały weekend. Następnie pozwalamy sterownikowi z doskonałą wiedzą o przyszłości decydować każdego popołudnia, gdy publikowane są ceny na jutro, kiedy ładować, a kiedy zasilać dom z samochodu, w zakresie 12 do 54 kWh i przy koszcie dwóch centów za kilowatogodzinę zużycia baterii. Uruchamiamy model na trzy sposoby: ładowanie od razu po podłączeniu auta, ładowanie w najtańszych godzinach oraz ładowanie w najtańszych godzinach plus rozładowywanie do domu w najdroższych. Drugi wariant to inteligentne ładowanie i nie wymaga sprzętu dwukierunkowego. Trzeci to V2H — i liczy się to, ile dodaje względem drugiego.

Odpowiedź dla jedenastu rynków to około 144 euro rocznie, a samo inteligentne ładowanie jest warte mniej więcej tyle samo. Wielka Brytania wypada najlepiej — 255 euro — ponieważ ceny wieczorne są tam najbardziej strome względem nocnych; Włochy najgorzej — 44 — bo płaska krzywa cen i mały dom nie zostawiają nic do przesunięcia. Wielka Brytania jest wyjątkiem pod względem inteligentnego ładowania: w taryfie Octopus Agile, gdzie cena detaliczna zmienia się wraz z hurtową, samo przesunięcie ładowania samochodu na tanie godziny jest warte około 509 euro, a dodatkowy krok rozładowywania — 255. Wszędzie ograniczeniem jest dom, nie bateria: samochód ma 40 kWh przestrzeni, a wieczorny szczyt europejskiego gospodarstwa domowego to pięć do dziesięciu kilowatogodzin — i tylko tyle V2H może zastąpić.

Dla tej rodziny fotowoltaika pogarsza sytuację, a nie ją poprawia. Panele produkują między 10:00 a 15:00 w dzień roboczy, gdy samochód jest w pracy; nadwyżka trafia do sieci po stawce wynikającej z zasad rozliczenia, a jedyne słońce, jakie samochód kiedykolwiek magazynuje, to to z weekendu. Przy 6 kWp na dachu przyrost z V2H spada do 125 euro w Niemczech i 118 w Niderlandach, a w Niderlandach aż do końca net meteringu w 2027 roku nie wynosi w ogóle nic, ponieważ do tego czasu każda wyeksportowana kilowatogodzina jest zaliczana po pełnej cenie detalicznej, co daje darmową, idealną baterię. Szwecja zlikwidowała ulgę eksportową 60 öre 1 stycznia 2026 roku, co sprawia, że domowe magazynowanie energii w jakiejkolwiek formie zaczyna tam się opłacać.

Jedna rzecz zmienia ten obraz: samochód pozostający w domu. Uruchomiliśmy ten sam model dla gospodarstwa, którego auto stoi na podjeździe przez cały dzień — emeryta lub osoby pracującej z domu — i przyrost z V2H mniej więcej się podwaja: do 375 euro w Finlandii, 328 we Francji i 357 w Wielkiej Brytanii, a wariant z fotowoltaiką staje się dodatni, bo samochód jest na miejscu w południe. To jest klient V2H w gospodarstwie domowym: nie dojeżdżający do pracy użytkownik auta służbowego, czyli klient widoczny w danych publicznych, lecz samochód, który stoi zaparkowany.

Parking: za licznikiem, na dużą skalę

Drugim przypadkiem działania za licznikiem jest budynek — i to przypadkiem lepszym. Biuro, hotel czy blok mieszkalny z parkingiem płaci za energię elektryczną podwójnie: za każdą kilowatogodzinę i za każdy kilowat najwyższego poboru w miesiącu. Elvia nalicza firmie w Oslo 31 koron za kW miesięcznie latem i 74 zimą, czyli około 55 euro za kW rocznie; niemiecki operator sieci dystrybucyjnej nalicza około 100–150 euro za kW rocznie przy niskim napięciu. Opłata ta zależy od jednego feralnego kwadransa — zwykle w środku letniego popołudnia, gdy pracują chillery, a wszystkie samochody nadal stoją w garażu podziemnym.

Pięćdziesiąt samochodów zaparkowanych od dziewiątej do siedemnastej, z których każdy może przez godzinę oddać 5 kW, obniża pobór w tym kwadransie o 250 kW. W Niemczech oznacza to 25 000–37 000 euro rocznie samych opłat mocowych, czyli 500–750 euro na samochód, jeszcze przed arbitrażem energii czy autokonsumpcją energii słonecznej; w Oslo około 14 000 euro, czyli 275 na samochód. Samochody są na miejscu, gdy występuje szczyt — i to cała różnica względem przypadku gospodarstwa domowego — a właściciel budynku ma już licznik, bezpiecznik i powód, by z tego skorzystać. Po stronie ładowania ten sam parking pochłania południową nadwyżkę z dachu, co jest zwykłym inteligentnym ładowaniem i w ogóle nie wymaga sprzętu dwukierunkowego.

Haczyki to te, które widać w naszych danych publicznych. Parking przy miejscu pracy pustoszeje w piątki, w lipcu i na Boże Narodzenie — dokładnie tak, jak pokazują szwedzkie krzywe — a opłata mocowa jest miesięczna, więc jeden niepokryty szczyt kosztuje cały miesiąc. Właściciel floty potrzebuje też zgody kierowców na pobieranie energii z ich samochodów; w przypadku aut współdzielonych to proste, dla wszystkich pozostałych wymaga umowy. Tam, gdzie budynek jest właścicielem samochodów, jest to dziś w Europie najbardziej finansowalny przypadek V2X.

Część 3. Strona popytowa jutra: większa zmienność, mniejsza bezwładność

Po stronie popytu dzieją się jednocześnie dwie rzeczy, które dla samochodu działają w przeciwnych kierunkach. Po pierwsze, Europa zapełnia swoje sieci źródłami wytwarzania, których nie da się planować. Moc wiatrowa w UE osiągnęła 246 GW pod koniec 2025 r. i zmierza do około 343 GW do 2030 r.; fotowoltaika przekroczyła 406 GW, a krajowe plany sumują się do około 700 GW do 2030 r. Same Niemcy planują 215 GW fotowoltaiki wobec obecnych 106, Hiszpania 76 wobec 45, Włochy 80 wobec 41. Energia słoneczna jest produkowana w południe, niezależnie od tego, czy ktoś jej chce, więc tanie godziny tanieją jeszcze bardziej, godziny przejściowe drożeją, a różnica między nimi — stanowiąca sedno przypadku działania za licznikiem — się poszerza. Po drugie, sieć oparta na falownikach ma mniej mas wirujących, więc częstotliwość po awarii zmienia się szybciej, a operator systemu potrzebuje szybszej, nie tylko większej, reakcji. To powinno sprzyjać baterii na kołach. Czy tak będzie, zależy od tego, kto jeszcze oferuje to samo.

Spread jest częścią mierzalną — i już się zmienił. Wykres zestawia dla każdego dnia cztery najdroższe godziny z czterema najtańszymi na rynku dnia następnego, a następnie uśrednia wynik w skali roku: od 2019 do 2025 r. luka wzrosła 7.2× w Norwegii, 5.8× w Grecji, 5.6× w Hiszpanii, 5.0× w Szwecji i 4.7× w Niderlandach, a dotychczas rok 2026 jest najszerszym w historii — poza 2022 r. — w siedmiu z dziesięciu stref. Rok 2022 był rokiem gazowym i wszędzie stanowi odstępstwo; po jego wyłączeniu luka od 2023 r. poszerza się co roku na każdym rynku z dużym udziałem fotowoltaiki: w Niemczech i Niderlandach z około 80 euro do 100 w 2025 r. i blisko 130 w pierwszych ośmiu miesiącach 2026 r., w Hiszpanii z 63 do 103, we Francji z 70 do 105, w Grecji z 95 do 136. Tylko Szwecja i Finlandia pozostają płaskie, hamowane przez hydroenergię i energetykę jądrową, a norweski mnożnik startuje niemal od zera. Ceny ujemne opowiadają tę samą historię od drugiej strony: Niemcy miały 69 godzin poniżej zera w 2022 r. i 573 w 2025 r., Niderlandy 584, Hiszpania 556, a szwedzka strefa SE2 681, a w całej UE jedna na dwadzieścia pięć godzin miała cenę ujemną w 2024 r.; w 2025 r. jedna na szesnaście we Francji, Niemczech, Niderlandach i Hiszpanii. ACER mierzy dzienne wahania cen na poziomie około pięciokrotnie wyższym niż w 2020 r., a Aurora prognozuje, że średnie godzinowe spready w Niemczech wzrosną do 2030 r. o kolejną jedną trzecią. Regulatorzy przekształcili to w wymóg: JRC szacuje zapotrzebowanie unijnego systemu na elastyczność na 11% popytu dziś i 24% w 2030 r., ACER przyjął metodologię krajowych ocen potrzeb w zakresie elastyczności w lipcu 2025 r. i każde państwo członkowskie musi ją teraz opublikować, a TenneT twierdzi, że Niderlandy potrzebują 9 GW magazynów bateryjnych przy sieci do 2030 r. i uwzględnia 2.2 GW pojazdów elektrycznych w oczekiwanej elastycznej mocy.

Zatem druga pula — pula arbitrażowa — rośnie wraz z flotą i spreadem, a jej jedynym limitem jest własne zużycie energii przez gospodarstwo domowe. Cenę tej elastyczności również jednak zbijają te same baterie: Aurora spodziewa się w Europie ponad 80 GW wielkoskalowych baterii do 2030 r., wobec 17 GW w 2025 r., prognoza Modo dla Niemiec wynosi 15.4 GW i została obniżona z 18.7 GW z powodu konkurencji ze strony pojazdów elektrycznych. Bateria w kontenerze to samochód bez kierowcy: arbitrażuje w tych samych godzinach, na tym samym rynku, a każdy jej gigawat spłaszcza spread, na którym miał zarobić kolejny samochód.

Inercja to ten obszar, który najbardziej brzmi jak zadanie dla samochodów i najmniej prawdopodobne, że się nim stanie. Fizyka jest realna. Badanie dla Komisji Europejskiej wskazuje, że stała inercji systemu kontynentalnego przekraczała pięć sekund w 2019 r., a do 2030 r. spadnie poniżej trzech, oraz że utrzymanie tempa zmiany częstotliwości poniżej 1 Hz na sekundę po podziale systemu wymagałoby około 300 GW·s dodatkowej inercji w 2030 r. Projekt Inertia ENTSO-E proponuje minimalną stałą inercji na poziomie dwóch sekund przez połowę czasu. Nordyccy OSP projektują rezerwę zakłóceniową dla 150 GW·s energii kinetycznej i raportują wzrost liczby godzin poniżej tego poziomu w każdym roku od 2022 r.; Wielka Brytania obniżyła minimalny próg inercji z 140 do 120 GVA·s i proponuje 102, oszczędzając ćwierć miliarda funtów rocznie na kosztach ograniczeń sieciowych. Ale spójrzmy, jak operatorzy kupują rozwiązanie. Wielka Brytania zakontraktowała 36 GVA·s inercji w ramach Stability Pathfinders, niemal wyłącznie z kompensatorów synchronicznych, i dokłada zaledwie 200 MW Dynamic Containment. Niemcy otworzyły w styczniu 2026 r. rynek rezerwy natychmiastowej po cenie od 805 do 889 euro za MW·s rocznie, a od czerwca falowniki grid-forming są obowiązkowe w bateriach przyłączonych do sieci wysokiego napięcia. Svenska kraftnät kupuje 113 MW szybkiej rezerwy częstotliwościowej i ma 910 MW wstępnie zakwalifikowanej mocy, a zapotrzebowanie na 2035 r. wynosi od niemal zera do dwa i pół raza więcej niż obecnie, zależnie od tego, ile energetyki jądrowej pozostanie w systemie. Inercję kupuje się jako aktywo — wirującą masę albo falownik grid-forming przyłączony do sieci przesyłowej — nie jako odpowiedź, którą samochód może zgłosić w ofercie. To, co samochody mogą oferować, czyli produkty subsekundowe i sekundowe, jest niewielkie i już ośmiokrotnie nadsubskrybowane przez baterie w Szwecji. Problem częstotliwości jest realny; rynek częstotliwości dla samochodów nie rośnie tylko dlatego, że ten problem istnieje.

Ścieżka samego pioniera mówi to samo. The Mobility House, założona w Monachium w 2009 r. i wspierana przez Mercedes-Benz, sojusz Renault-Nissan, Mitsui oraz Mercuria, w 2018 r. wstępnie zakwalifikowała Nissan Leaf do rezerwy pierwotnej u Amprion i podała, że samochód może zarobić 500 do 1 000 euro rocznie. Od tamtej pory wszystkie jej produkty komercyjne to taryfy, nie rezerwy: eyond w Niemczech — inteligentne ładowanie z rabatem 10 centów, wartym około 400 euro rocznie; Mobilize Power we Francji, uruchomione z Renault w październiku 2024 r., gdzie samochód zarabia około dziesięciu centów za godzinę podłączenia, a gospodarstwo domowe oszczędza około 600 euro rocznie; bezpłatne ładowanie domowe w Niemczech od 2026 r. dla samochodu podłączonego do kabla przez 14 godzin dziennie; oraz silnik agregujący stojący za ofertą Volkswagena za 720 euro. W lutym 2025 r. dyrektor zarządzający firmy stwierdził, że najlepsze rynki są zderegulowane, wyposażone w inteligentne liczniki, a kraje nordyckie, z ich hydroenergią, potrzebują tego mniej; w sierpniu 2026 r. sprzedała swój biznes w Ameryce Północnej i ponownie skupiła się na europejskich taryfach V2G. Firma, która zaczynała od rezerwy częstotliwościowej, zarabia na agregowaniu samochodów na rynku hurtowym i śróddziennym, stojąc za obietnicą stałej ceny dla kierowcy. Tam trafiła wartość — i tam samochody trafiają teraz.

Prognozy są zgodne co do kierunku, a różnią się skalą — głównie dlatego, że wyceniają różne lata. Fraunhofer dla Transport & Environment wskazuje do 780 euro rocznie na gospodarstwo domowe do 2040 r. w w pełni zoptymalizowanym systemie UE; VDE szacuje praktyczną wartość na 200 do 300; Eurelectric i EY podają 450 do 2 900 dla 2030 r.; IEA przeanalizowała aktywne oferty i doszła do kilkuset dolarów, typowo około 500; niemiecka symulacja Agora Verkehrswende wskazuje na arbitraż warty do 500 i ostrzega, że wynik zmienia się ośmiokrotnie między rokiem cenowym 2021 a 2022; w pilotażu BDL z BMW i TenneT faktyczny handel przyniósł do 75 euro na samochód. Jedyny brytyjski pilotaż z przychodami z rezerw, Sciurus, przyniósł 725 funtów na samochód w 2021 r. z Dynamic Containment przy 64 funtach za kW; dziś ten produkt płaci mniej niż cztery.

Część 4. Podaż spotyka popyt: trzy scenariusze do 2030 roku

Weź podaż z Części 1, dwie pule z Części 2 i siły z Części 3, a następnie rzutuj je w przyszłość. Podaż to oszacowana przez nas flota zdolnych do tego pojazdów podłączonych kablem w szczycie sieci każdego kraju w 2030 roku, z której część uczestniczy w rynku, oraz baterie sieciowe, których spodziewają się prognostycy. Popyt to zapotrzebowanie na rezerwy, zwiększone o współczynnik scenariusza, oraz obciążenie gospodarstw domowych, które można przesuwać w czasie, zwiększone o spread. Ceny podążają za regułą, której nauczyło ostatnie pięć lat: są zakotwiczone w wyniku aukcji z 2025 roku, spadają o około 60% za każdą jednostkę, o którą podaż o zerowym koszcie krańcowym rośnie względem potrzeb, z dolnym limitem 4 euro za MW na godzinę, i wracają w stronę poziomu sprzed baterii, jeśli potrzeby rosną szybciej niż podaż. Trzy scenariusze, rozpisane w tabeli, wyznaczają granice niepewności: jeden, w którym powstaje cały planowany portfel magazynów bateryjnych, a sieć potrzebuje niewiele więcej; środkowy; oraz taki, w którym zmienność i zapotrzebowanie na rezerwy szybko rosną, a baterie się spóźniają.

Wzorzec jest taki sam we wszystkich trzech. Na siedmiu rynkach z poważnym portfelem magazynów bateryjnych — w Niemczech, Wielkiej Brytanii, Francji, Niderlandach, Hiszpanii, Włoszech i Grecji — pula rezerw w scenariuszu bazowym do 2030 roku jest na poziomie dolnego limitu lub blisko niego, a udział jednego samochodu wynosi 6 do 23 euro rocznie. Tylko scenariusz zmienny, w którym potrzeby niemal się podwajają, a połowa baterii nie powstaje, podnosi go do 17 do 137. Nisze to Norwegia, Szwecja, Szwajcaria i Finlandia, gdzie baterii jest mało, podlegają limitom lub ich przyłączenie jest kosztowne: tam samochód zarabia 137 do 419 w scenariuszu bazowym i 317 do 609, jeśli sieć staje się zmienna. Te liczby mierzą fosę regulacyjną, nie biznes: norweska cena utrzymująca się na poziomie z 2025 roku, ponieważ Statnett ogranicza małe baterie, to cena, którą znosi zmiana zasad albo kontener o mocy 300 MW. Pula arbitrażowa porusza się w przeciwnym kierunku: 154 do 344 euro na samochód poza Włochami w scenariuszu bazowym, rosnąc wraz ze spreadem w każdym scenariuszu; jest też jedyną pozycją, która rośnie wraz z flotą, zamiast dzielić się przez nią.

Sumując jedenaście krajów, pula rezerw dostępna dla samochodów jest warta w 2030 roku 720 do 2332 milionów euro rocznie, z czego samochody przejęłyby 40 do 356 milionów, a pula arbitrażu gospodarstw domowych — przy przyjętych wskaźnikach uczestnictwa — 120 do 565 milionów. Wobec 24 milionów samochodów elektrycznych, które według naszego szacunku będą jeździć po europejskich drogach w 2030 roku, pozycja rezerw to drobne, a pozycja arbitrażu to rabat taryfowy. Wobec 16 GW zdolnych do tego falowników podłączonych kablem w szczycie obie pule są jednak warte uwagi, bo budowa tej instalacji nic nie kosztuje.

Co z tego wynika

Europa ma jeden rozproszony magazyn energii i co najmniej trzy harmonogramy. W Amsterdamie i Oslo zaczyna pracę o 18:00, a noc spędza na ulicy — co odpowiada letniemu szczytowi wieczornemu, lecz nie sięga norweskiej rekordowej godziny zimą. W Sztokholmie i Helsinkach pracuje na dziennej zmianie — wtedy przypada letni szczyt sieci, a nie zimowy. W Zurychu znika przed wieczornym szczytem, niezależnie od pory roku. W Niemczech od późnego poranka do późnego wieczora jest podłączony do kabla z mocą 11 kW, dysponując największą flotą zdolną do tego na kontynencie — dlatego Niemcy zniosły podwójną opłatę sieciową za energię oddawaną do sieci 1 January 2026 i dlatego to tam rynek otwiera się jako pierwszy.

Wartość tej elektrowni to liczba mniejsza niż jej skala, a dwie wyznaczające ją krzywe poruszają się w przeciwnych kierunkach. Krzywa podaży — samochody i baterie — przesuwa się w prawo szybciej, niż może rosnąć jakiekolwiek zapotrzebowanie na rezerwę, więc cena za gotowość do pracy zmierza ku minimum wszędzie tam, gdzie baterie są dopuszczone do rynku. Krzywa popytu na przesuwanie energii w ciągu dnia, kształtowana przez słońce i wiatr, również przesuwa się w prawo — i to ten segment przetrwa: oszczędność na rachunku, kilkaset euro na samochód, więcej tam, gdzie auto zostaje w domu, i znacznie więcej tam, gdzie parking budynku pokrywa się z jego szczytem zapotrzebowania. Rozproszony magazyn energii nie przegrywa ani na technologii, ani na harmonogramie. Po prostu dotarł do końca krzywej częstotliwościowej i początku krzywej arbitrażowej — a pieniądze podążają za tą drugą.

Przepisy doganiają samochody. AFIR wymaga ISO 15118-20 w nowych publicznych punktach ładowania AC od 2027, operatorzy nordyccy przyjmują oferty od 100 kW, Niemcy zniosły podwójną opłatę, Hiszpania uznała rolę agregatora, a Włochy rozpoczęły płatności za rezerwę częstotliwościową. Ta elektrownia będzie gotowa, gdy oni skończą. Nasze dane pokazują, gdzie stoi i kiedy; ten artykuł dodaje odpowiedź na pytanie, ile warte jest to parkowanie — i dla kogo.

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)