En bilist i en elbil, der forlader storbyerne i Rumænien eller Bulgarien, vil hurtigt mærke, hvordan rækkeviddeangst føles i praksis. På landet, i mange mindre byer og på lange stræk uden for de største trafikårer kan ladestandere være svære at finde. Og selv hvis man finder én, er det ikke givet, at den virker eller at den kan levere høj effekt, når man har brug for det.

En nyere rumænsk kortlægning af ladeinfrastrukturen peger på en tydelig skævhed mellem by og land. Samtidig viser data fra European Alternative Fuels Observatory, at Rumænien byggede hurtigt ud i 2025, men fra et lavt udgangspunkt. Udbygningen har især løftet antallet af hurtigladere (DC), men ladenettet er fortsat ujævnt fordelt, hvilket gør adgangen markant bedre i og omkring større byer end i periferien.

Det er fristende at forklare hullerne i ladenettet som et spørgsmål om “manglende vilje” eller et umodent marked. Men forklaringen er ofte mere jordnær og mere teknisk: Der mangler netkapacitet dér, hvor behovet opstår. Det handler sjældent om, at der “ikke findes strøm” i systemet hen over året (kWh), men om at der lokalt og regionalt kan mangle tilslutningskapacitet og transportkapacitet (kW): kabler, transformere og netstationer, som kan levere den nødvendige effekt.

Problemet med manglende kapacitet i distributionsnettet ses også tydeligt på EU-niveau. Ifølge ACER blev der i 2024 aktiveret over 60 TWh af det, der i fagsprog kaldes afhjælpende driftsindgreb, til en samlet omkostning på ca. 4,3 mia. euro. Samtidig forblev over 10 TWh vedvarende el ubrugt i 2024, fordi nettet ikke kunne håndtere strømmen, når og hvor den blev produceret.

Fra ladestander til netflaskehals

At levere strøm til ladestandere kræver kapacitet i elnettet dér, hvor ladestanderen står. Et enkelt ladeanlæg kan have et effektbehov på flere hundrede kilowatt – groft sagt på niveau med en mindre industriforbruger. Det kan udløse behov for nye fremføringskabler, en større transformer, måske en ny lokal netstation og i nogle tilfælde forstærkninger i mellemspændingsnettet og længere op i infrastrukturen.

Det er dyrt, teknisk komplekst og tidskrævende at opgradere et ældre distributionsnet, og det er ikke et problem, der kun findes i Rumænien og Bulgarien. I flere EU-lande betyder lokale netbegrænsninger, at ladestandere, varmepumper og nye erhvervstilslutninger kan blive bremset af lange tilslutningsprocesser og høje tilslutningsomkostninger, selv hvor efterspørgslen og investeringsviljen er til stede.

Fra lokalt ladeproblem til systemproblem

De lokale udfordringer med ladeinfrastruktur er en miniatureudgave af det, EU-landene står med i stor skala: Elnettet er blevet en af de vigtigste begrænsninger for elektrificering af transport, erhverv og husholdninger og for udbygningen af vedvarende energi. Det er alle forudsætninger for at realisere EU’s mål på klima og energi.

Når netkapaciteten ikke følger med, viser det sig typisk på tre måder:

• Tilslutning bliver langsom og dyr. Projekter står i kø, fordi der mangler kapacitet i nettet eller kritisk udstyr.
• Markedet bliver mere opdelt. Strøm kan ikke flyde frit mellem områder, så prisforskelle mellem regioner består eller forstærkes.
• Systemdriften bliver dyrere. Operatørerne må gribe ind for at holde nettet stabilt, og indgrebene koster.

Det tredje punkt er centralt, og her er det vigtigt at skelne mellem to beslægtede, men forskellige mekanismer, som ofte blandes sammen i den offentlige debat:

• Afhjælpende driftsindgreb (remedial actions): Når nettet er trængt, bruger systemoperatørerne en kombination af tekniske og markedsmæssige greb for at holde strømmen inden for nettets grænser. Det kan fx være, at produktion i én del af nettet reguleres ned, mens anden produktion reguleres op, eller at operatører gennemfører modhandel for at afhjælpe flaskehalse. Det er dyrt, fordi aktører typisk skal kompenseres for at ændre drift, og fordi systemet drives mindre effektivt end i et net med rigelig kapacitet.
• Afkobling af produktion (curtailment): I nogle situationer må især vind- og solproduktion reduceres eller helt afbrydes, selv om ressourcen er til stede, fordi strømmen ikke kan transporteres væk fra produktionsstedet. Her er konsekvensen ikke kun kompensation og driftsomkostninger, men også tabt grøn energi, som ellers kunne have erstattet fossil produktion, sænket priser eller reduceret importbehov.

ACERs tal for 2024 illustrerer begge dele: over 60 TWh afhjælpende indgreb der tilsammen kostede ca. 4,3 mia. euro, og over 10 TWh vedvarende el, der ikke blev udnyttet på grund af nettrængsel. De 10 TWh svarer omtrent til elforbruget i ca. 3,4 mio. gennemsnitlige europæiske husstande. Til sammenligning har Danmark knap 2,9 mio. husstande.

Det betyder ikke, at nettet “ikke virker”, men at det i stigende grad er dimensioneret til et andet energisystem end det, EU forsøger at skabe: mere decentral produktion, mere variabel produktion (vind og sol) og langt højere elforbrug i sektorer, der tidligere brugte fossile brændsler.

Hvor stort er kapacitetsgabet frem mod 2030–35?

Det mest konkrete udtryk for tempoet i netudbygningen er forskellen mellem de projekter, der faktisk er på vej, og de kapaciteter, som systemet ud fra en systemøkonomisk vurdering har incitament til at etablere.

ENTSO-E beskriver i TYNDP 2024 en “næste bølge” af grænseoverskridende netprojekter med en samlet kapacitet på cirka 35 GW frem mod 2030, ud over omkring 126 GW tilgængelig grænseoverskridende kapacitet i 2025.

Samtidig vurderer ENTSO-E, at det ville være samfundsøkonomisk effektivt med yderligere 88 GW grænseoverskridende kapacitet og 56 GW lagring (ud over forventet udvikling). Pointen er ikke en politisk ønskeliste, men en driftslogik: Hvis infrastrukturen ikke udbygges – eller hvis tilsvarende fleksibilitet og lagring ikke etableres – ender man i en drift, hvor man i højere grad “betaler sig ud af” flaskehalse via dyrere indgreb, eller hvor produktion fra vedvarende energianlæg må afkobles, fordi strømmen ikke kan flyttes ud til forbrugerne.

Her bliver 2030–35-tidshorisonten central. Et transmissionsprojekt kan tage mange år fra idé til idriftsættelse. Og distributionsnettet kan være lige så tidskrævende, fordi det involverer tusindvis af lokale projekter: kabler i jorden, udskiftning af transformere, nye netstationer, digital styring, måling og regulering.

Hvorfor går det så langsomt?

EU-Kommissionens Grid Action Plan (november 2023) peger på tre “ikke-ideologiske” flaskehalse, der i praksis bremser udbygningen:

• Tilladelser og accept: Nye netprojekter kan tage 4–10 år at få godkendt, afhængigt af land og projekttype.
• Forsyningskæder: Leveringstider på kritisk netudstyr er vokset; for enkelte komponenter peges der på ventetider, der kan strække sig langt ind i 2030’erne.
• Investeringsniveau og alder: Kommissionen peger på et stort investeringsbehov – bl.a. et estimat i størrelsesordenen 584 mia. euro til elnet frem mod 2030. Behovet hænger sammen med, at en væsentlig del af distributionsnettet er gammelt og ofte vanskeligt at opgradere.

Dertil kommer en teknisk, men afgørende faktor: Netudbygning handler ikke kun om “mere kobber”. Når systemet bliver mere vind- og solbaseret, ændrer driftsbilledet sig. Det kan gøre projektering og godkendelser mere komplekse, og det betyder, at selv “hurtige løsninger” ofte kræver koordinering på tværs af leverandører, producenter, operatører og markedsregler.

Kan 2030–35-målene realiseres?

Hvis “målet” forstås som gennemgribende elektrificering i stor skala, er det næppe realistisk at tro, at nettet i EU vil være på plads omkring 2030. Det er ikke et udtryk for pessimisme, men for tre nøgterne observationer:

• Planlagt pipeline vs. identificeret behov: ENTSO-E peger på, at der – ud over 2030-bølgen – stadig er et økonomisk rationale for store ekstra kapaciteter (88 GW cross-border + 56 GW lagring) allerede i et 2030-perspektiv.
• Tidsfaktoren: Kommissionens egne tal for tilladelsesforløb (4–10 år) og pressede forsyningskæder gør det svært at “indhente” et gab på få år, medmindre processer ændres markant.
• Driftsrealiteterne i dag: ACERs 2024-tal (omfang og omkostninger ved afhjælpende indgreb samt afkobling af vedvarende produktion) er et tegn på, at systemet allerede kører tæt på kapacitet i flere regioner.

2035 er derfor et mere plausibelt landingspunkt for en større del af udbygningen og moderniseringen af elnettet, men sandsynligvis stadig ujævnt fordelt. Nogle lande og korridorer vil komme langt, især hvor projekter allerede er i en fremskreden fase. Andre områder risikerer et “halvt elektrificeret” system: elbiler, varmepumper og ny vedvarende energiproduktion findes i markedet, men lokale flaskehalse i nettet bremser udbredelsen og gør driften dyrere.

Det er grunden til, at de seneste forslag om kortere godkendelsesprocesser og mere koordineret planlægning på EU-niveau er vigtige. I december 2025 blev der fx peget på forslag om to-årige tidsfrister for netprojekter og korte frister for godkendelse af nye ladeanlæg. Men det er stadig kun forslag.

EU’s elektrificering frem mod 2030–35 bliver i høj grad afgjort af, om elnettet kan udbygges og opgraderes hurtigere end hidtil, og om man samtidig kan udnytte det eksisterende net bedre gennem fleksibilitet, lagring, smartere drift og markedsregler, der gør det lettere at flytte forbrug og produktion over landegrænser. Hvis ikke, vil “manglen på ladestandere” i periferien ofte være det første synlige tegn på et langt større systemproblem.

---

Kilder

• impetus4cs.eu – ChargeConnect: Mapping the Path to Smarter EV Charging
• alternative-fuels-observatory.ec.europa.eu – Romania: BEVs continued to struggle while PHEVs grew in 2025
• ACER – Monitoring Report on cross-zonal electricity trade and congestion management in the EU (2025)
• ENTSO-E – TYNDP 2024
• EUR-Lex – Deployment of alternative fuels infrastructure
• European Commission – Romania’s recovery and resilience – Supported projects: Reforms
• alternative-fuels-observatory.ec.europa.eu – Bulgaria launches national EV charging network at railway stations
• Reuters – EU to fast-track power grid projects in race to lower energy prices