Les entreprises qui électrifient leurs flottes calculent le retour sur investissement en termes de coûts de carburant évités, de maintenance réduite et d'avantage éventuel en termes d'image. Ce calcul est correct mais incomplet. La flotte électrique garée dans la cour pendant les heures de pointe de demande électrique est, en même temps, un ensemble de batteries avec une capacité de décharge qui peuvent réinjecter de l'énergie dans le réseau ou dans le bâtiment, réduisant ainsi la demande de l'entreprise au moment où les coûts sont les plus élevés ou même en vendant de l'énergie au distributeur. Le concept Vehicle-to-Grid, ou V2G, transforme le coût d’achat des véhicules électriques en investissement dans les infrastructures énergétiques.
Comment fonctionne techniquement V2G
Le principe est simple : les véhicules électriques disposent de batteries qui peuvent se charger (recevoir de l’énergie) ou se décharger (fournir de l’énergie). Les chargeurs unidirectionnels – les plus courants – permettent uniquement la recharge. Les chargeurs bidirectionnels permettent les deux flux. Le V2G est l’application de ce flux bidirectionnel connecté au réseau électrique public ou au système électrique du bâtiment.
Appliqué au réseau public (V2G lui-même), le véhicule peut revendre de l'énergie au distributeur lors des pics de demande, lorsque l'énergie a plus de valeur. Lorsqu'il est appliqué au système propre du bâtiment (véhicule à bâtiment ou V2B), le véhicule décharge pour couvrir la demande du bâtiment au coût le plus élevé, réduisant ainsi la demande contractuelle ou les frais de pointe. Le Vehicle-to-home (V2H) applique le même concept à l’échelle résidentielle.
Les composants nécessaires sont : des véhicules compatibles avec la décharge bidirectionnelle – la Nissan Leaf a été la pionnière de la norme CHAdeMO, les Hyundai Ioniq 5 et Kia EV6 prennent en charge le V2G, et la plupart des fabricants ont des modèles dotés de cette capacité sortis ou annoncés pour 2025-2026 – des chargeurs bidirectionnels certifiés, un système de gestion de l'énergie (EMS) qui décide quand charger et quand décharger en fonction des tarifs et de la demande et, dans le cas du V2G au réseau, un accord avec le distributeur local pour le flux d'énergie inversé.
Les exigences opérationnelles qui déterminent la viabilité
La première variable qui détermine si le V2G est pertinent pour une flotte est le modèle d'utilisation des véhicules. V2G ne fonctionne avec les véhicules stationnés et connectés que pendant la période d'intérêt énergétique, généralement aux heures de pointe, entre 18h et 21h au Brésil. Une flotte de véhicules de livraison qui travaillent de 7h à 18h et se garent dans la cour connectée après 18h est un candidat idéal. Une flotte de cadres activables à tout moment n’a pas le même profil.
La deuxième variable est la capacité de la batterie disponible pour la décharge. Décharger quotidiennement la batterie d’un véhicule électrique à des fins énergétiques a accéléré la dégradation de cette batterie – c’est la principale préoccupation qui a retardé l’adoption commerciale du V2G. Les données de terrain les plus récentes, notamment issues de projets pilotes en Europe et au Japon, montrent que la dégradation avec les cycles V2G gérés par un système EMS est plus faible que prévu et dans les limites acceptées par les constructeurs qui garantissent le V2G dans leurs modèles. La clé réside dans une gestion intelligente : le système ne doit jamais épuiser la batterie en dessous du minimum opérationnel et doit donner la priorité au fait de laisser le véhicule chargé pour une utilisation du lendemain.
La troisième variable est l’infrastructure électrique du site. Les chargeurs bidirectionnels de puissance appropriée nécessitent des connexions triphasées de capacité adéquate, et l'intégration avec le système énergétique du bâtiment nécessite des onduleurs et des systèmes de contrôle qui représentent un investissement supplémentaire en plus des chargeurs.
À quoi pourrait ressembler l'économie
Les chiffres d'un projet V2G dépendent fondamentalement de la structure tarifaire locale. Au Brésil, le principal moteur financier n'est pas le V2G au réseau (qui a encore des limites réglementaires) mais le V2B — en utilisant les batteries de la flotte pour réduire la demande de pointe du bâtiment.
La puissance contractée dans les contrats d'énergie pour les consommateurs du groupe A (moyenne tension) est facturée quelle que soit la consommation réelle : vous payez pour la disponibilité. Le dépassement de la limite contractuelle génère des frais très élevés. Gérer la demande pour maintenir le pic en dessous de la limite contractuelle est un moyen direct de réduire les coûts. Une flotte de 20 véhicules équipés de batteries de 60 kWh chacun représente 1,2 MWh de capacité de stockage, de quoi faire une réelle différence dans la gestion de la demande dans les installations industrielles et les centres de distribution de taille moyenne.
Sur les marchés où les tarifs sont fonction de l'heure d'utilisation, le modèle financier ajoute un arbitrage de prix : chargement tôt le matin au tarif le plus bas et déchargement pendant la pointe de l'après-midi au tarif le plus élevé. L'écart tarifaire brésilien entre heures pleines et heures creuses dans les contrats du groupe A peut être de l'ordre de 3 à 5 fois, ce qui rend l'arbitrage économiquement pertinent.
Le scénario réglementaire brésilien
La réglementation brésilienne de l’électricité était, jusqu’à récemment, structurée pour un flux unidirectionnel. La résolution normative 482/2012 de l'ANEEL, qui a créé le cadre pour la micro et la minigénération distribuée, a ouvert un espace pour l'injection d'énergie dans le réseau à partir de sources telles que l'énergie solaire photovoltaïque, mais l'application aux véhicules électriques en V2G se trouvait dans une zone grise.
La mise à jour réglementaire de 2022 avec le cadre juridique pour la micro et minigénération distribuée (loi 14 300/2022) a apporté plus de clarté à la production distribuée en général, mais la réglementation spécifique V2G est en cours d'élaboration à l'ANEEL. Des projets pilotes avec des distributeurs tels que CPFL, Enel et Energisa testent déjà des modèles opérationnels et de rémunération, et le cadre réglementaire définitif devrait être consolidé au cours des deux prochaines années.
Pour les entreprises qui planifient aujourd’hui des flottes électriques, la stratégie la plus sûre consiste à installer une infrastructure bidirectionnelle dès le début (le coût marginal du choix de chargeurs bidirectionnels par rapport à des chargeurs unidirectionnels est inférieur à celui d’une mise à niveau ultérieure) et à surveiller les progrès réglementaires pour permettre le V2G pour le réseau une fois les règles définies. Le V2B ne dépend pas de l’approbation réglementaire et peut être mis en œuvre dès aujourd’hui.
Comment évaluer le potentiel de votre flotte
Le point de départ est une cartographie de trois variables : la taille et la capacité totale de la batterie de la flotte future ou actuelle, les heures d'utilisation des véhicules et la durée de leur stationnement et de leur connexion, ainsi que la structure de la facture énergétique du site, en particulier s'il existe un contrat à la demande et quel est l'écart entre les heures de pointe et les heures creuses.
Grâce à ces données, il est possible de modéliser le potentiel de réduction de la demande contractuelle et d'arbitrage tarifaire, et de comparer l'investissement supplémentaire dans les chargeurs bidirectionnels et le système EMS avec le retour attendu. Les projets européens comportant des flottes de 10 à 50 véhicules ont rapporté un retour sur investissement incrémental dans le V2G compris entre trois et six ans, les chargeurs ayant une durée de vie utile estimée à quinze ans. Cette répartition rend le projet attrayant pour les entreprises ayant un horizon de planification à long terme – qui sont exactement celles qui devraient électrifier leurs flottes d’entreprise dès maintenant.
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