Le Vehicle-to-Everything transforme potentiellement le véhicule électrique en actif énergétique distribué : sa batterie peut alimenter un logement ou un bâtiment — V2H/V2B — ou restituer de l’électricité au réseau — V2G. En France, la faisabilité technique n’est plus le principal obstacle : une expérimentation EDF-Dreev en Corse a conclu dès 2021 à une mise en œuvre sans complexité technique particulière, RTE a certifié en 2022 des flottes V2G pour le réglage de fréquence, et des offres commerciales existent depuis 2024.
Le déploiement demeure pourtant limité. L’AIE ne recense en 2026 que 22 modèles de véhicules disposant d’une capacité V2G, soit moins de 1,5 % des modèles électriques, et qualifie l’interopérabilité voiture-borne de très faible. La priorité, pour les acteurs des réseaux, n’est donc pas de généraliser le V2G à tout prix : elle consiste à cibler les usages où sa valeur incrémentale dépasse celle du simple pilotage de charge, puis à résoudre trois sujets — interopérabilité, accès à la valeur système et confiance de l’utilisateur.
Une voiture électrique est d’abord une batterie sur roues qui reste immobilisée environ 95 % du temps, rappelle RTE. Cette disponibilité théorique ouvre une possibilité nouvelle : utiliser les périodes de stationnement pour déplacer la recharge, alimenter un bâtiment ou restituer de l’énergie au réseau. RTE considère le potentiel du V2G comme confirmé, tout en soulignant qu’il n’est toujours pas déployé à grande échelle.
La France dispose pourtant de plusieurs jalons significatifs. En 2022, RTE a certifié pour la première fois des batteries de flottes de véhicules capables d’activer charge ou décharge en quelques secondes afin de participer au réglage primaire de fréquence. Depuis 2024, Mobilize commercialise une offre résidentielle dans laquelle l’utilisateur fixe ses besoins de mobilité et le système arbitre automatiquement charge et restitution. En 2026, l’AIE place la France avec les Pays-Bas et le Royaume-Uni parmi les marchés européens où les conditions nécessaires au V2G sont réunies et où des offres commerciales existent.
Le paradoxe est donc moins technologique qu’industriel et économique : comment passer de systèmes techniquement fonctionnels, mais propriétaires et ponctuels, à une flexibilité réplicable et valorisable à l’échelle du système électrique ?
Une technologie certifiée, un marché encore confidentiel
La trajectoire française permet précisément de séparer maturité technique et maturité commerciale. Le démonstrateur EDF SEI–Dreev installé à Ajaccio associait une Nissan Leaf à une borne DC CHAdeMO de 11 kW. Les premières réinjections concluantes ont eu lieu en janvier 2020 ; au terme du projet, la CRE constatait que raccordement, installation et réinjection n’avaient pas présenté de difficulté technique particulière. Elle demandait toutefois des expérimentations à plus grande échelle et un cadre économique et réglementaire adapté.
RTE a franchi l’étape suivante en 2022 : non plus démontrer un flux bidirectionnel, mais qualifier des véhicules agrégés pour un service système réel. La plateforme Dreev pilotait des bornes distribuées, garantissait les besoins de mobilité et valorisait leur flexibilité via un agrégateur. Le programme européen EVVE, conduit par EDF, illustre ensuite le passage vers une pré-industrialisation : objectif de 800 bornes V2G et d’une centrale virtuelle de plus de 8 MW ; 250 unités avaient été installées fin 2024, principalement en France et au Danemark.
Les architectures recouvertes par « V2X » restent cependant très différentes :
Le vrai verrou : des écosystèmes fermés, pas encore une infrastructure ouverte
Sur le papier, les standards essentiels apparaissent désormais. ISO 15118-20, publiée en avril 2022, définit la communication permettant le transfert bidirectionnel entre véhicule et infrastructure de recharge. OCPP 2.1, devenu IEC 63584-210:2025, complète la chaîne entre borne et système de supervision. Le règlement européen AFIR fournit en parallèle un cadre au smart charging et à l’évaluation du potentiel de recharge bidirectionnelle par les États membres.
Mais une norme publiée n’équivaut pas à l’interchangeabilité industrielle. L’AIE constate que les implémentations d’ISO 15118-20 diffèrent encore selon les constructeurs et que les tests d’interopérabilité multipartenaires restent en développement. Surtout, les offres commerciales actuelles associent généralement un véhicule donné, une borne donnée et un fournisseur ou agrégateur donné. Mobilize en fournit une illustration : le service exige un véhicule Renault ou Alpine compatible, la PowerBox Verso — indiquée comme seule borne compatible avec l’offre — et un contrat d’électricité Mobilize Power. Au Royaume-Uni, Octopus Power Pack repose actuellement sur le couple BYD Dolphin–Zaptec Pro. C’est ici que l’agrégateur devient central : une batterie individuelle est trop petite et trop intermittente pour constituer seule une ressource de marché robuste ; des milliers de véhicules pilotés peuvent former un portefeuille capable d’arbitrer l’énergie, de fournir des services système ou de répondre à une contrainte locale. L’AIE identifie précisément ces trois familles de revenus.
Pour les gestionnaires de réseau, l’enjeu est particulièrement local : Enedis rappelle qu’une flexibilité de distribution n’a de valeur que si l’actif se situe sur la portion effectivement contrainte du réseau. En 2026, son dispositif d’appels au marché comprend ainsi des besoins à la hausse et à la baisse géographiquement identifiés.
Une valeur réelle, mais sélective
Le premier risque d’analyse consiste à confondre revenu V2G et économie totale d’une offre commerciale. Les « 600 € d’économies annuelles moyennes » communiquées par Mobilize sont calculées en comparant une offre intégrée au tarif réglementé d’EDF. Le calcul suppose notamment une maison individuelle de 120 m² chauffée à l’électricité, 17 692 kWh de consommation annuelle, 10 000 km parcourus et 14 heures de branchement quotidien. Il ne s’agit donc ni d’un revenu V2G universel ni d’une performance garantie.
La valeur doit être mise en regard du coût de la borne et de son installation, des pertes de conversion, des éventuels coûts de raccordement, de la disponibilité réellement offerte et de l’usure de batterie. Sur ce dernier point, l’AIE conclut qu’un pilotage approprié peut fortement limiter la dégradation : elle dépend à la fois du vieillissement calendaire, du SoC moyen, de la profondeur des cycles et des conditions thermiques. L’incertitude reste néanmoins suffisante pour rendre indispensables des garanties constructeur explicitement compatibles avec le V2G.
Surtout, le V1G, c’est-à-dire le pilotage de la recharge sans décharge, capture déjà une fraction importante de la valeur système. Une étude du nord de la France reprise par l’AIE estime une réduction de la pointe 2040 de 6 % avec V1G contre 9 % avec V2G. À l’échelle française, Enedis estime que la généralisation du pilotage de la recharge pourrait réduire la pointe d’environ 10 GW. Le supplément de flexibilité apporté par le V2G est donc réel, mais il doit justifier des équipements, une complexité contractuelle et des cycles supplémentaires.
Cela conduit à une segmentation plus robuste que l’approche « V2G partout ». Les flottes revenant à heure fixe au dépôt présentent des disponibilités prévisibles et mutualisent l’infrastructure : elles sont naturellement adaptées au V2B/V2G. Dans le résidentiel, V2H/V2G devient surtout pertinent avec une longue durée de branchement, une forte variabilité des prix ou une valeur locale élevée. Enfin, le V2G destiné aux marchés système n’atteint sa pleine valeur qu’à travers une agrégation suffisamment importante et diversifiée.
Quatre pays européens, quatre enseignements
Aux Pays-Bas, Utrecht montre l’intérêt d’une logique territoriale. Depuis 2025, 50 Renault 5 d’autopartage et 50 bornes bidirectionnelles participent au dispositif Utrecht Energized, avec un objectif de 500 véhicules. Dans une ville où 35 % des toitures sont équipées de photovoltaïque, le dispositif articule mobilité partagée, surplus solaire et contraintes réseau locales.
Au Royaume-Uni, le soutien public a cherché à créer un marché. Le gouvernement britannique a attribué près de 30 M£ à 21 projets V2G dès 2018 — chiffre différent des 21 M£/20 projets parfois repris — pour tester à la fois la technologie et les modèles commerciaux. En 2025, Octopus et BYD ont annoncé un package V2G intégrant véhicule, borne et tarif ; le produit illustre à la fois la sortie du démonstrateur et la persistance d’une forte intégration propriétaire.
En Allemagne, la réglementation a longtemps pesé directement sur l’économie du stockage roulant. Le Bundestag a supprimé fin 2025 une double facturation de frais réseau qui pénalisait l’électricité temporairement stockée puis réinjectée. Volkswagen et Elli prévoient en conséquence une offre intégrée V2G pour particuliers à partir du quatrième trimestre 2026, associant véhicule, application, tarif, compteur intelligent, wallbox et installation.
La Norvège fournit enfin un contrepoint utile. Elle comptait 945 185 voitures particulières électriques fin 2025, soit environ un tiers de son parc particulier. Pourtant, l’AIE ne la classe pas avec France, Pays-Bas et Royaume-Uni parmi les trois marchés européens où toutes les conditions identifiées pour des offres V2G commerciales sont réunies. C’est une inférence plutôt qu’une mesure directe du marché norvégien, mais elle rappelle un point important : un parc électrique massif ne produit pas automatiquement un marché V2G.
Les conditions du décollage et les recommandations opérationnelles
La première condition est une interopérabilité démontrée, et non seulement normative. Pour un cabinet comme Atlante, tout cahier des charges V2X devrait distinguer conformité déclarée et interopérabilité testée : ISO 15118-20 côté véhicule–IRVE, OCPP 2.1 côté supervision, compatibilités croisées documentées, API ouvertes, exigences de cybersécurité, réversibilité du CSMS et règles de gestion des données. Les opérateurs réseau ont intérêt à faire de ces critères une condition de leurs pilotes et achats, afin d’éviter de créer de nouveaux silos technologiques.
La deuxième est un business case construit par usage et par localisation. Avant tout projet, il convient de mesurer heures de présence branchée, énergie minimale réservée à la mobilité, puissance disponible, coûts d’IRVE/raccordement, efficacité aller-retour, contraintes de garantie et accès effectif aux revenus. Arbitrage énergétique, services système et flexibilité locale doivent être chiffrés séparément afin d’éviter le double comptage. Pour les GRD, la priorité consiste à publier des besoins localisés et temporels suffisamment prévisibles pour que les agrégateurs puissent investir ; les mécanismes de flexibilité locale d’Enedis constituent déjà une base opérationnelle.
La troisième est la confiance de l’utilisateur. Le principe doit rester « mobilité d’abord » : niveau minimal de batterie contractuel, heure de départ garantie, transparence sur les kWh cyclés, rémunération lisible et garantie batterie couvrant explicitement l’usage V2X. Mobilize comme Octopus démontrent déjà qu’un service automatisé peut intégrer un SoC minimal et les contraintes de départ ; la prochaine étape est de rendre cette logique interopérable entre fournisseurs.
Le V2X ne remplacera donc ni le renforcement des réseaux ni les autres flexibilités. Il ajoute une ressource distribuée dont la valeur dépend fortement du lieu, du moment et du profil de mobilité. Le scénario le plus crédible n’est pas celui où chaque voiture devient quotidiennement une centrale électrique, mais celui où une fraction ciblée du parc fournit le bon service, au bon endroit et pendant la bonne fenêtre temporelle. La question technique — une voiture peut-elle soutenir le réseau ? — est largement résolue. La question industrielle est désormais d’organiser un système ouvert dans lequel ce service peut être acheté, mesuré et rémunéré à son juste coût.
