Europas mest tillförlitligt parkerade kraftverk håller olika öppettider på varje marknad

Vehicle-to-grid har varit fem år bort i tjugonio år. Rapporten som gav det sitt namn kom 1997, den första kommersiella hubben öppnade 2016, och varje prognos däremellan placerade vändningen precis bortom horisonten. Det som gör 2026 annorlunda är inte tekniken, som har fungerat i försök sedan Delaware. Det är att påståendet för första gången kan prövas mot data: fordonsflottan är tillräckligt stor för att mäta, laddboxarna finns att köpa och marknaderna som skulle betala har publicerat sina priser. Så vi mätte, och den här texten är resultatet. Den börjar med historien, eftersom historien är skälet att vara försiktig.

Idén att en parkerad bil är ett kraftverk är äldre än de flesta bilar i vår panel, och de fem åren har rullat framåt med kalendern. En kort och orättvis historia.

1997 skrev Willett Kempton och Steven Letendre rapporten som gav företeelsen sitt namn: batterierna i elbilar skulle, sammantagna, överstiga produktionskapaciteten i varje kraftverk i landet många gånger om, och tricket var inte stora energivolymer utan att svara just när nätet bad om det. Vid den tiden fanns det nästan inga elbilar. Samma grupp räknade på ekonomin 2005: pengarna fanns i frekvensreglering och reserver, inte i baslast, och en enda bil kunde i princip tjäna tusentals dollar om året på det. Den rapporten citeras fortfarande i de flesta V2G-affärsplaner, tjugo år senare.

Prognoserna kom när Leaf väl fanns. I november 2011 räknade Pike Research med nästan 100 000 V2G-aktiverade fordon till 2017. I maj 2012 lanserade Nissan LEAF to Home i Japan, ett år efter Fukushima, och bilen blev reservgenerator för huset innan den blev något för elnätet. I mars 2015 satte Navigant fordons-nätintäkterna till omkring 21 miljoner dollar om året till 2024, och i augusti 2016 öppnade Nissan, Enel och Nuvve världens första helt kommersiella V2G-hubb: tio eldrivna skåpbilar på ett energibolags parkeringsplats i Frederiksberg, Köpenhamn.

I februari 2018 finansierade den brittiska regeringen 21 V2G-projekt med 30 miljoner pund, med försök som omfattade omkring 2 700 fordon; Electric Nation och Powerloop, som vi återkommer till för inkopplingsbeteende senare i texten, kommer från den utlysningen. I december 2019 höjde Navigant sin siffra till 1.4 miljarder dollar till 2030. I april 2022 utropade Utrecht sig till världens första dubbelriktade region med 150 delade Ioniq 5. 2025 började Octopus sälja ett V2G-tariffavtal i Storbritannien, Renault satte ett på 5 i Frankrike, och 2026 levererade Volkswagen, BMW och E.ON laddboxarna. Från 2027 kräver AFIR det dubbelriktade protokollet på nya publika AC-punkter.

Läs datumen: vart och ett av dem utannonserades som vändpunkten. Försöken fungerade, för all del: bilarna reglerade faktiskt frekvensen i Delaware, Köpenhamn och Utrecht. Det som aldrig har funnits förrän nu är en fordonsflotta stor nog att spela roll, en laddbox du kan köpa, ett protokoll som alla talar och en tariff som betalar – i samma land, vid samma tidpunkt. Det första av dessa fyra är det våra data kan säga något om, och det har förändrats mer under de senaste tre åren än under de föregående tjugofem. Därför handlar resten av den här texten om fordonsflottan, inte om tekniken.

Del 1. Utbudssidan: hur mycket av fordonsflottan som är ansluten, och när

Ett kraftverk beskrivs med tre siffror: hur stor kapacitet det har, när det är tillgängligt och vad det kostar att köra. För det distribuerade batteriet i Europas elbilar är den tredje nära noll och de första två okända, eftersom ingen mäter en parkerad bil. Den här delen mäter det som går att mäta, det publika Type 2-nätet timme för timme i elva länder, och skalar sedan upp till fordonsflottan utifrån uttalade antaganden. Allt här handlar om utbud. Om någon betalar för det utbudet är Del 2.

Snabbladdare tar rubrikerna. Type 2 gör jobbet, medan ingen tittar. Vid midnatt en vardag i augusti hade 20% av Nederländernas publika AC-platser en bil på kabeln: omkring 31 000 fordon kopplade till en stolpe vid trottoarkanten och sysslolösa fram till morgonen. På Oslos kommunala gator är siffran 37%. I Stockholm är samma kontakt som mest använd vid nio på morgonen, på en företagsparkering.

Det är råmaterialet för vehicle-to-grid: inte batteriet, som är givet, utan timmarna bilen tillbringar ansluten till en kabel. Den här delen arbetar bara med det vi kan se: 408 000 publika AC-platser i elva länder, avlästa timme för timme. Den mäter när de har en bil, förklarar varför timmarna skiljer sig mellan marknader och jämför dem med timmen då varje elnät har sin topp. Varje slutsats gäller det publika nätet och inget annat fram till sista avsnittet, som uppskattar uppfarterna och parkeringarna vi inte kan se.

En kontakt, tre skift: vad de publika platserna visar

Sortera länderna efter den timme då deras publika AC-platser är som mest fulla, och de faller i tre grupper. Det här är bara det publika nätet: stolpar vid trottoarkanten, parkeringar och destinationsladdning, inte laddboxen i garaget. Nattskiftet är Nederländerna och Norge: platserna fylls från 17:00, toppar kring midnatt och töms efter 07:00. Dagskiftet är Sverige, Finland och Schweiz: platserna fylls vid 07:00, toppar vid nio eller tio, och har bara en bil på omkring 8% av platserna klockan två på natten. Heldagsskiftet är Tyskland, Italien, Frankrike och Grekland: en flackare kurva som fylls före sen förmiddag, förblir upptagen genom kvällen och aldrig riktigt töms.

Orsaken är inte kontakten. Det handlar om vem som äger bilen och var den står över natten. I Nederländerna kan bara 27% av hushållen parkera på egen mark, och 64% av nya elbilar är leasingbilar. En nederländsk offentlig laddpunkt fungerar i praktiken som en hemmaladdare som råkar stå på trottoaren; den nationella laddundersökningen visar att förare utan hemmaladdning kör 63% av sina kilometer på publik AC-laddning. I Norge är ägandet privat, privatleasing står för bara 16% av försäljningen, och omkring nio av tio ägare laddar hemma; det som återstår för det publika AC-nätet är stadskärnan med flerbostadshus, så det beter sig som Amsterdam. Sverige är spegelbilden: bara ungefär en tredjedel av nya bilar registreras av privatpersoner, en tjänstebil kommer med ett uttag på arbetsplatsen, och det publika AC-nätet är till stor del parkeringen under kontoret. Tyskland hamnar mitt emellan, med ungefär två tredjedelar av nya BEV:er via kommersiella kanaler och ett publikt nät byggt kring destinationer snarare än trottoarkanter.

Norge visar båda mönstren inom ett och samma land. Oslos kommunala nät av laddplatser vid kantsten har en bil på 37% av platserna från midnatt till 04:00 och rör sig knappt förrän morgonavresorna börjar 05:00. Mer Norways destinationsplatser gör tvärtom: de fylls från 09:00 och töms till 18:00. Slår man ihop de två med resten av landet planar den nationella kurvan för publik AC-laddning ut på omkring 14% dygnet runt. Sverige behåller sin arbetsplatsprofil hela vägen ned: 8% av platserna har en bil över natten, 17% klockan 08:00.

Det följer två konsekvenser, båda för den publika infrastrukturen. Länderna med nattskift har sina bilar inkopplade precis under de timmar då nätet inte har något bättre för sig, vilket gör dem idealiska för laddning och värdelösa för att kapa kvällstoppar – om bilen inte redan står där klockan 17:00. Och i Nederländerna gör den oftast det: 18% av platserna är upptagna klockan 17:00, mot 20% vid midnatt. Länderna med dagskift har sina bilar inkopplade under soltimmarna och får tillbaka dem klockan 16:00, vilket är fel riktning för en kvällstopp och rätt för att absorbera överskott mitt på dagen.

När bilarna är inkopplade – och när nätet vill ha dem

Ett parkerat batteri är bara värt något den timme systemet har underskott. Våra inkopplingskurvor är från augusti, så vi höll nätet till samma månad: för varje land tog vi den genomsnittliga vardagslasten för augusti 2026 från Energy-Charts, hittade timmen då den toppar och läste av kurvan för offentlig inkoppling vid den timmen. Last här är vad nätet faktiskt måste leverera, netto efter solceller på tak, vilket förklarar varför sommartopparna i Nederländerna, Spanien och Italien infaller efter mörkrets inbrott medan den tyska hamnar klockan 11:00. Diagrammet ställer andelen platser med en bil vid den timmen mot andelen vid landets egen mest intensiva inkopplingstimme. Gapet mellan staplarna är den del av den publika infrastrukturen som redan har gått hem, eller ännu inte har kommit. Vad som händer i privata garage vid den timmen är en fråga för sista avsnittet.

På sommaren vill nätet ha de publika laddplatserna när de är fulla. Den nederländska toppen kommer klockan 21:00, när platserna vid kantsten är 92% lika fulla som de blir vid midnatt. Norge toppar klockan 20:00 på en kurva som är platt dygnet runt. Italien och Spanien toppar också efter mörkrets inbrott, med platserna vid eller nära kvällens högsta nivå. Arbetsplatsländerna har samma tur från andra hållet: Sveriges sommarlast toppar klockan 11:00 och Finlands klockan 13:00, mitt under arbetsdagen, då platserna är 97% respektive 95% lika fulla som vid sin egen topp. Frankrike och Grekland toppar klockan 14:00, på sin eftermiddagsplatå.

Undantagen är destinationsmarknader där bilarna håller andra tider än nätet. Schweiz last toppar klockan 19:00, efter att dagskiftsanläggningen har lämnat: 8% av platserna har då en bil, mot 12% klockan 10:00. Tyskland är spegelbilden: dess sommartopp är klockan 11:00 och de publika platserna fylls mot kvällen, så vid toppen är de 74% lika fulla som klockan 19:00.

Vintern är det hårdare testet, och vi kan bara göra det där vi har inkopplingskurvor från januari. För Norge och Sverige har vi det, från en äldre fast panel av laddplatser. Sveriges januarilast toppar klockan 17:00; dess platser hade en bil i 13% av fallen vid den timmen, mot 26% klockan 11:00, så hälften av arbetsplatsanläggningen hade stämplat ut innan nätet behövde den. Norges januarilast är som högst klockan 16:00 en genomsnittlig vardag, och rekordet genom tiderna kom mellan 08:00 och 09:00 den 7 januari 2026: den norska panelen visade 16% klockan 16:00 och 17% klockan 08:00, mot 25% över natten. Kantstensanläggningen drar sig undan just när nätet sätter sina rekord. De franska och italienska vintertopparna flyttar till 09:00 på morgonen; vi gör samma kontroll där när januarikurvorna är inne.

Alltså: i det publika nätet är sommarens anläggning i tjänst vid rätt timme nästan överallt, och de två undantagen är destinationsmarknader där bilarna lämnar före eller kommer efter toppen. På vintern, där vi kan kontrollera, vänder bilden: arbetsplatsanläggningen stämplar ut före den svenska toppen och kantstensanläggningen är på väg bort när Norge sätter sina rekord. Där anläggningen är ur tjänst ligger dess värde inte alls i att kapa toppar, utan i att absorbera sol- och vindkraft mitt på dagen – en verklig tjänst, och en annan affärsmodell.

Vintern gör anläggningen större och behovet större

En elbil använder betydligt mer energi på vintern: kupévärme, batterikonditionering, snö och högre rullmotstånd. NAF:s vintertest 2025 visade en genomsnittlig räckviddsförlust på 19% mellan minus sex och plus åtta grader; testet 2026, som genomfördes ned till minus 32, visade 38%. Geotabs dataset med fem miljoner resor sätter den användbara räckvidden till 54% av den angivna vid minus 15. Mer energi per kilometer innebär fler laddsessioner, och fler sessioner innebär fler timmar inkopplad.

Vår fasta norska panel visar det: beläggningen på publik AC-laddning steg från omkring 15% i september till 20% i januari, och dagsserien följer temperaturen med r = −0.68 (Open-Meteo-reanalys, befolkningsviktad). Sverige följer inte temperaturen alls (r = −0.08); bara julens två veckor rör kurvan, när kontoren töms och beläggningen faller från 15% till 9%. Där är ägarberättelsen igen: ett arbetsplatsnät följer kalendern, ett kantstensnät följer termometern. Både Norges och Finlands rekordtoppar kommer vintermorgnar, så den publika kantstensanläggningen är som störst just under den säsong då nätet är som hårdast ansträngt, och lämnar gatan precis den timme då nätet är som hårdast ansträngt.

Vad en inkopplad bil är värd, marknad för marknad

Varje dubbelriktad produkt som lanseras i Europa 2026 landar på omkring 11 kW vid trefas 400 V: Volkswagens och Ellis BiDi-laddare, BMW:s och E.ON:s 11 kW DC-wallbox för iX3, Renaults Mobilize-box på 7 till 22 kW, Wallbox Quasar 2 på upp till 12.8 kW. Hyundai och Kia har aktiverat V2G för EV9 och Ioniq 9 i Nederländerna. Men kapacitetstaket för en villaanläggning sätts av huset, inte bilen.

Den enfasiga begränsningen spelar störst roll i landet med flest bilar. Mer än 70% av de norska bostäderna är anslutna till ett 230 V IT-nät, där trefasladdning inte erbjuds och NAF rekommenderar enfas vid 16 eller 32 A. Norges bilflotta på en miljon bilar räknas därför med 7 kW, samma som Storbritanniens, medan en nederländsk eller tysk bil räknas med 11. Volkswagen uppger att omkring en miljon MEB-bilar i Europa är redo för dubbelriktad laddning, vilket tillsammans med Renault, Hyundai, Kia och BMW ligger till grund för vårt antagande att 15% av dagens fordonsbestånd skulle kunna mata tillbaka el om wallboxen och tariffen fanns på plats.

Från laddplatserna vi ser till fordonsflottan vi inte ser: i dag och 2030

Allt ovan är uppmätt. Härifrån är det uppskattat. Publik AC är ett litet fönster mot en stor fordonsflotta: vid den nederländska nättoppen omfattar våra laddplatser omkring 3% av landets BEV:er, i Tyskland 0.2%. De flesta bilar sover på uppfarter och i garage som vi inte kan se, och inget i det offentliga mönstret berättar om de är anslutna. Därför bygger vi siffran för hela fordonsflottan av tre delar: bilarna vi mäter på publika laddplatser, bilarna hos förare som kan ladda hemma multiplicerat med sannolikheten att vara ansluten vid den aktuella timmen, samt bilarna hos förare med ladduttag på arbetsplatsen, på samma sätt. Sannolikheterna kommer från de försök som har mätt dem: Electric Nation fann att bilar var anslutna i över 12 timmar per session och laddades två till tre gånger i veckan, vilket innebär att en hemmabil är ansluten 30% till 45% av nätterna, och Octopus Power Pack ber sina V2G-kunder om 12 timmar om dagen, 20 dagar i månaden. Indata finns i tabellen, så att de kan diskuteras.

Med de antagandena finns det, vid varje lands egen effekttopp i elnätet, i dag mellan 12 och 20 GW inverterkapacitet ansluten till elnätet i de elva länderna, varav 2.0 till 3.2 GW tillhör bilar som tekniskt sett kan mata tillbaka. Till 2030, när fordonsflottan mer än fördubblats och sex av tio nya bilar är bidirektionella, uppgår den kompatibla andelen till 10 till 16 GW och 15 till 24 GWh användbar energi under topptimmen. Enbart Tyskland står för 3.0 till 5.2 GW av detta. Fraunhofer ISI och T&E uppskattar den reservkapacitet som V2G kan ersätta till 13 GW i hela EU år 2040; våra elva länder är på väg dit, och ligger före i marknader med gatuparkering.

Del 2. Efterfrågesidan i dag: två värdepuljer

En parkerad, ansluten och bidirektionell bil kan få betalt på två håll, och det är olika marknader med olika fysik. Framför mätaren köper systemansvarig rätten att kalla på bilens effekt under sekunder eller minuter för att hålla frekvensen och återställa balansen: en ren auktion mellan utbud och efterfrågan med ett fast behov, prissatt av den billigaste aktör som är beredd att stå till förfogande. Bakom mätaren flyttar bilen hushållets eller byggnadens egen förbrukning från dyra timmar till billiga, och värdet är en besparing på elräkningen, begränsad av hur stor del av räkningen som kan flyttas. Den första poolen är liten och omstridd. Den andra är stor sammantaget och tunn per bil. Vi beräknar båda till dagens priser; del 3 frågar hur priserna själva kommer att röra sig.

Pool ett: frekvens- och balanseringsreserver

Varje europeisk systemansvarig köper samma tre saker: frekvenshållningsreserv (FCR, de första sekunderna), automatisk återställningsreserv (aFRR, de följande minuterna) och manuell reserv (mFRR, nästa kvart och längre), plus några lokala produkter. En bil kan tekniskt sett leverera alla tre, men det som avgör om den får är regelverket: minsta budstorlek, om små tillgångar får poolas, om ett hushåll bakom en standardmätare kan kvalificera sig och om en aggregator kan agera utan kundens elleverantör. Tabellen visar läget i september 2026, utifrån de systemansvarigas egna dokument.

Läs ned den sista kolumnen och kartan blir tydlig. De nordiska marknaderna accepterar bud från 100 kW, poolar allt och tio danska skåpbilar har sålt FCR-N sedan 2016; Fingrid skriver in aggregerade levererande grupper i sina regler för förkvalificering och Virta kör redan publika laddare i finsk FCR-D, endast laddning. Frankrike certifierade en flotta tjänstebilar för FCR i februari 2022, Schweiz förkvalificerade femtio Hondor för FCR och aFRR, Nederländerna körde bilar i TenneTs aFRR redan 2019. Tyskland har en förkvalificeringsguide skriven särskilt för elfordon, och där är mätningen flaskhalsen: varje anläggning behöver intervallmätning, vilket utesluter det standardprofilhushåll som de flesta förare tillhör. Storbritanniens flaskhals är densamma, men hårdare: Powerloop konstaterade att laddarnas ti­osekundersmätning inte på långa vägar räckte för frekvenstjänsternas krav. Spanien erkände den oberoende aggregatorn först genom dekret 2026, Italien började över huvud taget betala för FCR i juni 2026, Grekland har licensierade aggregatorer och inga bilar. Norge är redo på papperet och har just begränsat vad små tillgångar får förkvalificera.

Priset som en megawatt reserv tjänar sätts av den som kan stå beredd billigast, och sedan 2023 har det varit ett batteri. Sveriges FCR-D upp låg i snitt på 127 euro per MW och timme 2022 och 12 år 2025; ett svenskt batteris intäkt från stödtjänster föll omkring 90 % mellan mitten av 2023 och början av 2026, och de nordiska systemoperatörerna räknade 670 MW batterier förkvalificerade för en produkt på 550 MW. Storbritanniens Dynamic Containment betalade 17 pund vid lanseringen 2021 och 2 till 4 pund sedan 2023, med 7 GW batterier anslutna. Tyskland hade 1.35 GW batterier förkvalificerade för FCR den 1 januari 2026, 2.3 gånger mer än vad landet köper, och Modo väntar sig att aFRR mättas inom två till tre år. Frankrike är undantaget som bekräftar regeln: FCR föll 73 % från 2022 till 2024, sedan öppnades aFRR åter för batterier och intäkterna studsade tillbaka, än så länge. Överallt där en bil kan komma fram har en container med celler redan varit där, behöver ingen förare och budar till sin marginalkostnad.

Placera en bil på realistiska villkor på dessa marknader – ett bud på 7 kW, 3 000 timmar per år ansluten med marginal, aggregatören behåller 40 % – och den ger netto 150 till 350 euro om året i 2025 års priser i större delen av Europa, upp till omkring 680 i de fickor där FCR-N eller aFRR fortfarande betalar: Sverige, Danmark, Frankrike, Nederländerna. Det stämmer överens med vad som faktiskt erbjuds. Elli betalar upp till 720 euro det första året för 250 timmar i månaden, Dreev betalade upp till 20 euro i månaden, de danska skåpbilarna tjänade 1 400 till 1 900 euro om året i 2017 till 2019 års priser som inte längre finns. Fickorna är små: poolerna är 50 till 2 000 MW, vilket motsvarar tiotusentals till några hundratusen bilar vid full tillgänglighet, mot miljontals elbilar och 360 000 V2G-förberedda Volkswagen bara i Tyskland. Fyll en pool och priset hamnar där Storbritanniens har hamnat, och vid 4 euro per MW och timme ger en bil omkring 50 euro netto om året, mindre än kostnaden för dess egen mätning. Så ser varje flexibilitetsmarknad ut när den mognar, och bilarna kommer in i slutet av kurvan, inte i början.

Pool två: bakom mätaren

Exemplet som varje wallbox-broschyr lyfter fram är familjebilen som husets batteri. Vi byggde en enkel timmodell för det. Ta ett år med dagen före-priser fram till augusti 2026 för varje marknad, lägg till energiskatt, nätavgift per kilowattimme och moms så att det motsvarar ett spotprisindexerat hushållsavtal, ge huset en normal lastkurva med en kvällstopp och, i norr, en vinter, och ge familjen en bil på 60 kWh som åker 07:00 på vardagar, kommer tillbaka 17:00 efter att ha använt 7 kWh och står hemma hela helgen. Låt sedan en styrning med perfekt framförhållning varje eftermiddag, när morgondagens priser publiceras, avgöra när bilen ska laddas och när huset ska drivas från bilen, inom ett intervall på 12 till 54 kWh och med en kostnad på två cent per kilowattimme för batterislitage. Kör det på tre sätt: laddning så snart bilen kopplas in, laddning under de billigaste timmarna och laddning under de billigaste timmarna plus urladdning till huset under de dyraste. Det andra steget är smart laddning och kräver ingen dubbelriktad hårdvara. Det tredje är V2H, och det som spelar roll är hur mycket det tillför utöver det andra.

Svaret, på elva marknader, är ungefär 144 euro om året, och enbart smart laddning är värd ungefär lika mycket. Storbritannien är bästa fallet med 255 euro, eftersom kvällspriserna där är som brantast jämfört med natten; Italien är sämst med 44, eftersom en platt priskurva och ett litet hus inte lämnar något att flytta. Storbritannien sticker ut för smart laddning: på Octopus Agile, där slutkundspriset svänger med grossistpriset, är det värt omkring 509 euro att bara flytta bilens egen laddning till de billiga timmarna, och det extra urladdningssteget ger 255. Överallt är huset begränsningen, inte batteriet: bilen har 40 kWh spelrum och kvällstoppen i ett europeiskt hus är fem till tio kilowattimmar, och det är allt V2H kan ersätta.

Sol gör det sämre, inte bättre, för den här familjen. Panelerna producerar mellan 10:00 och 15:00 en vardag och bilen är på jobbet; överskottet exporteras till den ersättning som inmatningsregeln ger, och den enda solenergi bilen någonsin lagrar är helgens. Med 6 kWp på taket faller V2H-tillskottet till 125 euro i Tyskland och 118 i Nederländerna, och i Nederländerna är det ingenting alls förrän nettodebiteringen upphör 2027, eftersom varje exporterad kilowattimme fram till dess krediteras till fullt slutkundspris, vilket är ett gratis, perfekt batteri. Sverige slopade sin exportkredit på 60 öre den 1 januari 2026, vilket är det som gör att hemlagring av alla slag börjar löna sig där.

Det enda som förändrar bilden är att bilen stannar hemma. Kör samma modell för ett hushåll vars bil står på uppfarten hela dagen, en pensionär eller någon som arbetar hemifrån, och V2H-tillskottet ungefär fördubblas, till 375 euro i Finland, 328 i Frankrike och 357 i Storbritannien, och solfallet blir positivt eftersom bilen finns där vid lunchtid. Det här är V2H-kunden i hushållet: inte pendlaren med tjänstebil, som är den kund de offentliga uppgifterna ser, utan bilen som står parkerad.

Parkeringen: bakom mätaren, i stor skala

Det andra fallet bakom mätaren är byggnaden, och det är ett bättre sådant. Ett kontor, ett hotell eller ett flerbostadshus med parkering betalar för elen två gånger: per kilowattimme och per kilowatt för sitt högsta effektuttag under månaden. Elvia tar 31 norska kronor per kW och månad av ett företag i Oslo på sommaren och 74 på vintern, cirka 55 euro per kW och år; ett tyskt distributionsnät tar omkring 100 till 150 euro per kW och år i lågspänningsnätet. Avgiften bestäms av en enda dålig kvart, vanligtvis mitt på eftermiddagen på sommaren när kylmaskinerna går och bilarna fortfarande står i garaget.

Femtio bilar parkerade mellan nio och fem, som var och en kan återföra 5 kW under en timme, tar bort 250 kW från den där kvarten. I Tyskland är det värt 25 000 till 37 000 euro per år bara i effektavgifter, eller 500 till 750 euro per bil, före energi-arbitrage eller egenanvändning av solel; i Oslo omkring 14 000 euro, eller 275 per bil. Bilarna finns på plats när effekttoppen inträffar, vilket är hela skillnaden mot hushållsfallet, och fastighetsägaren har redan mätaren, säkringen och skälet. På laddsidan tar samma parkering hand om takets överskott mitt på dagen, vilket är vanlig smart laddning och inte kräver någon dubbelriktad hårdvara alls.

Hakarna är de som vår offentliga data kan se. En arbetsplatsparkering töms på fredagar, i juli och vid jul, precis som de svenska kurvorna visar, och effektavgiften är månadsvis, så en enda oskyddad topp kostar hela månaden. Fleetägaren behöver också förarnas samtycke för att ta energi ur deras bilar, vilket är enkelt för poolbilar och en avtalsfråga för alla andra. Där byggnaden äger bilarna är detta det mest bankbara V2X-fallet i Europa i dag.

Del 3. Efterfrågesidan i morgon: mer volatilitet, mindre tröghet

Två saker händer samtidigt på efterfrågesidan, och de drar åt olika håll för en bil. Den första är att Europa fyller sina elnät med produktion som inte kan schemaläggas. Vindkraftskapaciteten i EU nådde 246 GW i slutet av 2025 och är på väg mot omkring 343 GW till 2030; solkraften passerade 406 GW och de nationella planerna summerar till ungefär 700 GW till 2030. Bara Tyskland planerar 215 GW solkraft jämfört med 106 i dag, Spanien 76 jämfört med 45, Italien 80 jämfört med 41. Solen producerar vid middagstid oavsett om någon vill ha elen eller inte, så de billiga timmarna blir billigare, timmarna däremellan dyrare, och gapet mellan dem – hela grunden för fallet bakom mätaren – vidgas. Den andra är att ett elnät som drivs med växelriktare har mindre roterande massa, så frekvensen rör sig snabbare efter ett fel och systemoperatören behöver snabbare, inte bara mer, respons. Det borde vara bra för ett batteri på hjul. Om det är det beror på vem mer som erbjuder samma sak.

Spannet är den uppmätta delen, och det har redan rört sig. Diagrammet ställer varje dags fyra dyraste timmar mot dess fyra billigaste på dagen före-marknaden och tar ett årsgenomsnitt: från 2019 till 2025 växte gapet 7.2× i Norge, 5.8× i Grekland, 5.6× i Spanien, 5.0× i Sverige och 4.7× i Nederländerna, och 2026 hittills är det bredaste året någonsin utanför 2022 i sju av de tio elområdena. 2022 var gasåret och sticker ut överallt; räknar man bort det har gapet vidgats varje år sedan 2023 på varje solintensiv marknad: i Tyskland och Nederländerna från omkring 80 euro till 100 under 2025 och nära 130 under de första åtta månaderna av 2026, i Spanien från 63 till 103, i Frankrike från 70 till 105, i Grekland från 95 till 136. Bara Sverige och Finland ligger stilla, nedtyngda av vattenkraft och kärnkraft, och Norges multipel utgår från nästan ingenting. Negativa priser är samma berättelse underifrån: Tyskland hade 69 timmar under noll 2022 och 573 under 2025, Nederländerna 584, Spanien 556, Sveriges SE2 681, och i hela EU var en av tjugofem timmar negativ 2024, en av sexton i Frankrike, Tyskland, Nederländerna och Spanien 2025. ACER mäter dagliga prissvängningar till omkring fem gånger 2020 års nivå, och Aurora räknar med att tyska genomsnittliga timvisa spreadar stiger ytterligare en tredjedel till 2030. Tillsynsmyndigheterna har gjort detta till ett krav: JRC bedömer att den flexibilitet EU-systemet behöver motsvarar 11% av efterfrågan i dag och 24% år 2030, ACER antog metoden för nationella bedömningar av flexibilitetsbehov i juli 2025 och varje medlemsstat måste nu publicera en sådan, och TenneT säger att Nederländerna behöver 9 GW nätbatterier till 2030 och räknar in 2.2 GW elfordon i den flexibla kapacitet man förväntar sig.

Så pool två, arbitragepoolen, växer med fordonsflottan och med prisspreaden, och har inget tak annat än hushållets egen last. Priset på den flexibiliteten pressas dock också ned, av samma batterier: Aurora räknar med mer än 80 GW storskaliga batterier i Europa till 2030, jämfört med 17 GW 2025, Modos tyska prognos är 15.4 GW, nedskuren från 18.7 GW på grund av konkurrensen från elfordon. Ett batteri i en container är en bil utan förare: det gör arbitrage under samma timmar, på samma marknad, och varje gigawatt av det plattar till spreaden som nästa bil skulle ha tjänat på.

Tröghet är den del som låter mest som ett jobb för bilar och minst sannolikt blir det. Fysiken är verklig. En studie för Europeiska kommissionen placerar det kontinentala systemets tröghetskonstant över fem sekunder 2019 och under tre 2030, och konstaterar att det skulle krävas omkring 300 GW·s ytterligare tröghet 2030 för att hålla frekvensändringshastigheten under 1 Hz per sekund efter en uppdelning. ENTSO-E:s Project Inertia föreslår en minsta tröghetskonstant på två sekunder halva tiden. De nordiska systemoperatörerna dimensionerar sin störningsreserv för 150 GW·s kinetisk energi och rapporterar att timmarna under den nivån har ökat varje år sedan 2022; Storbritannien har sänkt sitt lägsta tröghetsgolv från 140 till 120 GVA·s och föreslår 102, vilket sparar en kvarts miljard pund per år i kostnader för begränsningar. Men se hur operatörerna köper lösningen. Storbritannien kontrakterade 36 GVA·s tröghet genom sina Stability Pathfinders, nästan allt från synkronkompensatorer, och tillför bara 200 MW Dynamic Containment. Tyskland öppnade en marknad för momentanreserv i januari 2026 till 805 till 889 euro per MW·s och år, med nätbildande växelriktare obligatoriska för högspänningsbatterier sedan juni. Svenska kraftnät köper 113 MW snabb frekvensreserv och har 910 MW prekvalificerat, och behovet 2035 sträcker sig från nära noll till två och en halv gånger dagens nivå beroende på hur mycket kärnkraft som blir kvar. Tröghet upphandlas som en tillgång, en roterande massa eller en nätbildande växelriktare ansluten till transmissionsnätet, inte som en respons en bil kan bjuda in. Det bilar kan bjuda in, produkterna på undersekund- och sekundnivå, är små och redan åtta gånger övertecknade av batterier i Sverige. Frekvensproblemet är verkligt; frekvensmarknaden för bilar blir inte större på grund av det.

Pionjärens egen väg säger samma sak. The Mobility House, grundat i München 2009 och uppbackat av Mercedes-Benz, Renault-Nissan-alliansen, Mitsui och Mercuria, prekvalificerade en Nissan Leaf för primärreserv hos Amprion 2018 och uppgav att en bil kunde tjäna 500 till 1 000 euro om året. Dess kommersiella produkter sedan dess har alla varit tariffer, inte reserver: eyond i Tyskland, smart laddning med 10 cents rabatt värd omkring 400 euro om året; Mobilize Power i Frankrike, lanserat med Renault i oktober 2024, där bilen tjänar omkring tio cents i timmen när den är ansluten och hushållet sparar omkring 600 euro om året; gratis hemmaladdning i Tyskland från 2026 för en bil som är ansluten 14 timmar om dagen; och poolningsmotorn bakom Volkswagens erbjudande på 720 euro. I februari 2025 sade bolagets vd att de bästa marknaderna är de avreglerade med smarta elmätare och att Norden, med sin vattenkraft, behöver det mindre; i augusti 2026 sålde det sin nordamerikanska verksamhet och fokuserade åter på europeiska V2G-tariffer. Bolaget som började med frekvensreserv tjänar sina pengar på att poola bilar till grossist- och intradagsmarknaden, bakom ett fastprislöfte till föraren. Det är dit värdet har tagit vägen, och dit bilarna går härnäst.

Prognoserna är överens om riktningen och oense om storleken, främst eftersom de prissätter olika år. Fraunhofer för Transport & Environment finner upp till 780 euro om året per hushåll till 2040 i ett fullt optimerat EU-system; VDE anger den praktiska siffran till 200 till 300; Eurelectric och EY anger 450 till 2 900 för 2030; IEA granskade de aktiva erbjudandena och landade på flera hundra dollar, vanligen omkring 500; Agora Verkehrswendes tyska simulering finner arbitrage värt upp till 500 och varnar för att resultatet svänger åttafaldigt mellan ett prisår 2021 och ett 2022; BDL-fältförsöket med BMW och TenneT tjänade upp till 75 euro per bil i faktisk handel. Det enda brittiska försöket med reservintäkter, Sciurus, tjänade 725 pund per bil 2021 från Dynamic Containment vid 64 pund per kW; den produkten betalar nu under fyra.

Del 4. Utbud möter efterfrågan: tre scenarier till 2030

Ta utbudet från Del 1, de två poolerna från Del 2 och krafterna från Del 3, och projicera dem framåt. Utbudet är den kapabela fordonsflottan ansluten till kabeln vid varje lands effekttopp 2030 enligt vår uppskattning, där en viss andel deltar, plus de nätbatterier prognosmakarna väntar sig. Efterfrågan är reservbehovet, uppräknat med en scenariofaktor, och hushållslasten som kan flyttas, uppräknad med spreaden. Priserna följer den regel de senaste fem åren har lärt oss: förankrade i auktionsresultatet 2025, fallande med omkring 60% för varje enhet som utbudet med noll marginalkostnad ökar relativt behovet, med ett golv på 4 euro per MW och timme, och återhämtande mot nivån före batterierna om behovet växer snabbare än utbudet. Tre scenarier, utlagda i tabellen, ringar in osäkerheten: ett där hela batteripipelinen byggs och nätet behöver föga mer, ett i mitten, och ett där volatiliteten och reservbehovet växer snabbt medan batterierna blir försenade.

Mönstret är detsamma i alla tre. På de sju marknaderna med en seriös batteripipeline – Tyskland, Storbritannien, Frankrike, Nederländerna, Spanien, Italien och Grekland – ligger reservpoolen vid eller nära golvet 2030 i basscenariot, och en bils andel är 6 till 23 euro om året. Endast det volatila scenariot, där behovet nästan fördubblas och hälften av batterierna inte byggs, lyfter den till 17 till 137. Fickorna finns i Norge, Sverige, Schweiz och Finland, där batterierna är få, begränsade eller dyra att ansluta: där tjänar en bil 137 till 419 i basscenariot och 317 till 609 om nätet blir volatilt. De siffrorna mäter en regulatorisk vallgrav, inte en affär: ett norskt pris som ligger kvar på 2025 års nivåer eftersom Statnett begränsar små batterier är ett pris som försvinner med en regeländring, eller en 300 MW-container. Arbitragepoolen rör sig åt andra hållet: 154 till 344 euro per bil utanför Italien i basscenariot, stigande med spreaden i varje scenario, och det är den enda raden som växer med flottan i stället för att delas upp på den.

Summerat över de elva länderna är reservpoolen öppen för bilar värd 720 till 2332 miljoner euro per år 2030, varav bilarna skulle ta 40 till 356 miljoner, och hushållsarbitragepoolen, vid de antagna deltagandegraderna, 120 till 565 miljoner. Ställt mot de 24 miljoner elbilar som vår uppskattning placerar på Europas vägar 2030 är reservraden fickpengar och arbitrageraden en tariff rabatt. Men ställt mot de 16 GW kapabel växelriktarkapacitet som är ansluten vid effekttoppen är båda poolerna värda att ha, eftersom anläggningen inte kostar något att bygga.

Vad det innebär

Europa har ett distribuerat batteri och minst tre tidsscheman. I Amsterdam och Oslo stämplar det in klockan 18:00 och sover på gatan, vilket passar sommarens kvällstopp men gör Norges rekordtimme på vintern för kort. I Stockholm och Helsingfors arbetar det dagtid, när nätet toppar på sommaren men inte på vintern. I Zürich är det borta före kvällstoppen oavsett årstid. I Tyskland sitter det anslutet från sen förmiddag till sen kväll på 11 kW, med den största kapabla fordonsflottan på kontinenten. Därför avskaffade Tyskland den dubbla nätavgiften på återinmatad el den 1 januari 2026, och därför öppnar dess marknad först.

Vad kraftverket är värt är ett mindre tal än vad det är, och de två kurvor som avgör det rör sig i motsatta riktningar. Utbudskurvan, bilar plus batterier, förskjuts åt höger snabbare än behovet av reserver kan växa, så priset för att stå i beredskap går mot golvnivån överallt där batterierna tillåts delta. Efterfrågekurvan för att flytta energi över dygnet, driven av sol och vind, förskjuts också åt höger, och det är den marknaden som består: en besparing på elräkningen, några hundra euro per bil, mer där bilen står hemma och mycket mer där en byggnads parkering möter byggnadens effekttopp. Det distribuerade batteriet faller inte på teknik eller tajming. Det har bara kommit till slutet av frekvenskurvan och början av arbitragekurvan, och pengarna följer den senare.

Reglerna hinner ikapp bilarna. AFIR kräver ISO 15118-20 för ny offentlig AC från 2027, de nordiska operatörerna accepterar bud från 100 kW, Tyskland har tagit bort sin dubbla avgift, Spanien har erkänt aggregatorn, Italien har börjat betala för frekvensreserver. Kraftverket kommer att finnas där när de är klara. Vår data visar var det står parkerat och när; det den här artikeln tillför är vad parkeringen är värd, och för vem.

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)