La centrale électrique la plus régulièrement stationnée d’Europe n’a pas les mêmes horaires sur tous les marchés

Le vehicle-to-grid est à cinq ans de sa maturité depuis vingt-neuf ans. L’article qui lui a donné son nom est paru en 1997, le premier hub commercial a ouvert en 2016, et toutes les prévisions entre les deux plaçaient le tournant juste au-delà de l’horizon. Ce qui rend 2026 différent, ce n’est pas la technologie, qui fonctionne en essais depuis le Delaware. C’est que, pour la première fois, l’affirmation peut être confrontée aux données : le parc est assez important pour être mesuré, les wallbox sont en vente, et les marchés susceptibles de payer ont publié leurs prix. Nous avons donc mesuré, et cet article en est le résultat. Il commence par l’histoire, car l’histoire est la raison d’être prudent.

L’idée qu’une voiture stationnée puisse être une centrale électrique est plus ancienne que la plupart des voitures de notre panel, et ces cinq années ont avancé avec le calendrier. Une brève histoire, injuste par nature.

En 1997, Willett Kempton et Steven Letendre ont signé l’article qui a nommé la chose : les batteries des voitures électriques, additionnées, dépasseraient de multiples fois la capacité de production de toutes les centrales du pays, et l’astuce ne résidait pas dans l’énergie en volume mais dans la réponse au moment où le réseau la demandait. À l’époque, il n’y avait presque aucune voiture électrique. Le même groupe a chiffré l’économie du modèle en 2005 : l’argent se trouvait dans la régulation de fréquence et les réserves, pas dans la charge de base, et une seule voiture pouvait en théorie rapporter des milliers de dollars par an. Vingt ans plus tard, cet article est encore cité dans la plupart des business plans V2G.

Les prévisions ont commencé avec l’existence de la Leaf. En novembre 2011, Pike Research prévoyait près de 100 000 véhicules compatibles V2G en 2017. En mai 2012, Nissan a lancé LEAF to Home au Japon, un an après Fukushima, et la voiture est devenue un générateur de secours pour la maison avant de devenir quoi que ce soit pour le réseau. En mars 2015, Navigant évaluait les revenus du vehicle-grid à environ 21 millions de dollars par an d’ici 2024, et en août 2016, Nissan, Enel et Nuvve ont ouvert le premier hub V2G pleinement commercial au monde : dix fourgons électriques sur le parking d’un énergéticien à Frederiksberg, Copenhague.

En février 2018, le gouvernement britannique a financé 21 projets V2G à hauteur de 30 millions de livres, expérimentant sur quelque 2 700 véhicules ; Electric Nation et Powerloop, auxquels nous nous référons plus loin dans cet article pour les comportements de branchement, viennent de cette vague. En décembre 2019, Navigant a porté son estimation à 1.4 milliard de dollars d’ici 2030. En avril 2022, Utrecht s’est déclarée première région bidirectionnelle au monde avec 150 Ioniq 5 partagées. En 2025, Octopus a commercialisé un tarif V2G en Grande-Bretagne, Renault en a proposé un sur la 5 en France, et en 2026 Volkswagen, BMW et E.ON ont livré les wallbox. À partir de 2027, AFIR impose le protocole bidirectionnel sur les nouveaux points de recharge AC publics.

Relis ces dates : chacune a été annoncée comme le tournant décisif. Les essais, soyons justes, ont fonctionné : les voitures ont bien régulé la fréquence dans le Delaware, à Copenhague et à Utrecht. Ce qui n’a jamais existé jusqu’à présent, c’est un parc assez grand pour compter, une wallbox qu’on puisse acheter, un protocole parlé par tous et un tarif qui rémunère, dans le même pays au même moment. Le premier de ces quatre éléments est celui dont nos données peuvent parler, et il a davantage changé au cours des trois dernières années que pendant les vingt-cinq précédentes. Voilà pourquoi la suite de cet article porte sur le parc, pas sur la technologie.

Partie 1. L’offre : quelle part du parc est branchée, et à quel moment

Une centrale électrique se décrit par trois chiffres : sa capacité, ses périodes de disponibilité et son coût d’exploitation. Pour la batterie distribuée des voitures électriques européennes, le troisième est proche de zéro et les deux premiers sont inconnus, car personne ne mesure une voiture stationnée. Cette partie mesure ce qui peut l’être, le réseau public Type 2 heure par heure dans onze pays, puis l’extrapole à l’ensemble du parc à partir d’hypothèses explicites. Tout y relève de l’offre. La question de savoir si quelqu’un paie cette offre est traitée en Partie 2.

Les bornes rapides font les gros titres. Les Type 2 font le travail, et le font sans que personne ne regarde. À minuit un jour de semaine en août, 20% des places AC publiques néerlandaises avaient une voiture au câble : environ 31 000 véhicules reliés à un potelet de voirie, sans rien faire jusqu’au matin. Dans les rues municipales d’Oslo, c’est 37%. À Stockholm, cette même prise est la plus sollicitée à neuf heures du matin, sur un parking d’entreprise.

C’est la matière première du vehicle-to-grid : non pas la batterie, qui est acquise, mais les heures durant lesquelles la voiture reste connectée à un fil. Cette partie ne travaille qu’avec ce que nous pouvons voir : 408 000 places AC publiques dans onze pays, relevées heure par heure. Elle mesure les moments où elles accueillent une voiture, explique pourquoi les horaires diffèrent d’un marché à l’autre et les confronte à l’heure de pointe de chaque réseau. Toutes les conclusions portent exclusivement sur le réseau public jusqu’à la dernière section, qui estime les allées et les parkings que nous ne pouvons pas voir.

Une prise, trois rythmes : ce que révèlent les places publiques

Classe les pays selon l’heure à laquelle leurs places AC publiques sont les plus remplies : ils se répartissent en trois groupes. Il ne s’agit que du réseau public : potelets de voirie, parkings et sites de destination, pas de la wallbox dans le garage. L’équipe de nuit, ce sont les Pays-Bas et la Norvège : les places se remplissent à partir de 17:00, culminent vers minuit et se vident après 07:00. L’équipe de jour, ce sont la Suède, la Finlande et la Suisse : les places se remplissent à 07:00, culminent à neuf ou dix heures, et seules environ 8% d’entre elles accueillent une voiture à deux heures du matin. L’équipe toute la journée, ce sont l’Allemagne, l’Italie, la France et la Grèce : une courbe plus plate qui se remplit en milieu de matinée, reste chargée jusqu’en soirée et ne se vide jamais tout à fait.

La raison n’est pas la prise. C’est qui possède la voiture et où elle dort. Aux Pays-Bas, seuls 27% des ménages peuvent se garer sur leur propre terrain, et 64% des VE neufs sont des voitures en leasing. Une borne publique néerlandaise est, dans les faits, une borne à domicile installée sur le trottoir ; l’enquête nationale sur la recharge montre que les conducteurs sans recharge à domicile parcourent 63% de leurs kilomètres grâce à l’AC public. En Norvège, la propriété est privée, le leasing privé ne représente que 16% des ventes, et près de neuf propriétaires sur dix rechargent à domicile ; il ne reste donc au réseau AC public que le cœur urbain d’immeubles collectifs, et il se comporte comme Amsterdam. La Suède est l’image inversée : seul environ un tiers des voitures neuves est immatriculé par des particuliers, une voiture de fonction s’accompagne d’une prise sur le lieu de travail, et le réseau AC public est largement celui du parking sous les bureaux. L’Allemagne se situe entre les deux, avec près des deux tiers des BEV neufs écoulés via des canaux professionnels et un réseau public conçu autour des destinations plutôt que des trottoirs.

La Norvège réunit les deux schémas au sein d’un même pays. Le réseau municipal en voirie d’Oslo retient une voiture sur 37% de ses emplacements de minuit à 04:00 et ne bouge presque pas jusqu’aux départs du matin à 05:00. Les sites de destination de Mer Norway font l’inverse : ils se remplissent à partir de 09:00 et se vident à 18:00. Additionnez les deux avec le reste du pays et la courbe nationale de l’AC public s’aplatit autour de 14% vingt-quatre heures sur vingt-quatre. La Suède conserve sa forme de réseau de travail jusqu’au bout : 8% des emplacements retiennent une voiture la nuit, 17% à 08:00.

Deux conséquences en découlent, toutes deux concernant le parc public. Dans les pays à recharge nocturne, les voitures restent branchées précisément durant les heures où le réseau n’a rien de mieux à faire : parfait pour recharger, inutile pour écrêter la pointe du soir, à moins que la voiture ne soit déjà là à 17:00. Or, aux Pays-Bas, c’est généralement le cas : 18% des emplacements sont occupés à 17:00, contre 20% à minuit. Dans les pays à recharge diurne, les voitures restent stationnées pendant les heures solaires et repartent à 16:00 : c’est le mauvais sens pour une pointe du soir, le bon pour absorber les surplus de midi.

Quand les voitures sont branchées, et quand le réseau les réclame

Une batterie stationnée n’a de valeur qu’à l’heure où le système manque de capacité. Nos courbes de branchement datent d’août ; nous avons donc comparé le réseau au même mois : pour chaque pays, nous avons pris la charge moyenne des jours de semaine d’août 2026 auprès d’Energy-Charts, identifié l’heure de pointe et relevé la courbe de branchement public à cette heure. La charge désigne ici ce que le réseau doit effectivement servir, déduction faite du solaire en toiture ; c’est pourquoi les pointes estivales aux Pays-Bas, en Espagne et en Italie tombent après la nuit, tandis que celle de l’Allemagne survient à 11:00. Le graphique place la part des emplacements occupés par une voiture à cette heure à côté de la part observée à la propre heure de branchement maximale du pays. L’écart entre les deux barres représente la part du parc public déjà rentrée chez elle, ou pas encore arrivée. Ce qui se passe dans les garages privés à cette heure-là est une question pour la dernière section.

En été, le réseau réclame les emplacements publics au moment où ils sont occupés. La pointe néerlandaise arrive à 21:00, quand les emplacements en voirie sont occupés à 92% de leur niveau de minuit. La Norvège atteint sa pointe à 20:00 sur une courbe plate vingt-quatre heures sur vingt-quatre. L’Italie et l’Espagne culminent aussi après la nuit, avec des emplacements à leur niveau élevé du soir ou presque. Les pays de la recharge sur le lieu de travail ont la même chance, mais par l’autre versant : la charge estivale suédoise culmine à 11:00 et celle de la Finlande à 13:00, en pleine journée de travail, avec des emplacements occupés à 97% et 95% de leur propre pic. La France et la Grèce culminent à 14:00, sur leur plateau de l’après-midi.

Les exceptions sont les marchés de destination, où les voitures vivent à un autre rythme que le réseau. La charge suisse culmine à 19:00, après le départ du parc diurne : 8% des emplacements retiennent alors une voiture, contre 12% à 10:00. L’Allemagne est l’image inversée : sa pointe estivale est à 11:00 et ses emplacements publics se remplissent vers le soir ; ils sont donc occupés à 74% de leur niveau de pointe à 19:00.

L’hiver est le test le plus exigeant, et nous ne pouvons le mener que là où nous disposons de courbes de branchement de janvier. C’est le cas de la Norvège et de la Suède, à partir d’un ancien panel fixe d’emplacements. La charge suédoise de janvier culmine à 17:00 ; les emplacements retenaient une voiture dans 13% des cas à cette heure, contre 26% à 11:00, de sorte que la moitié du parc de travail avait débauché avant que le réseau n’en ait besoin. La charge norvégienne de janvier est la plus élevée à 16:00 lors d’un jour de semaine moyen, et le record absolu a été atteint entre 08:00 et 09:00 le 7 janvier 2026 : le panel norvégien affichait 16% à 16:00 et 17% à 08:00, contre 25% la nuit. Le parc en voirie se vide au moment où le réseau établit ses records. Les pointes hivernales française et italienne se déplacent à 09:00 le matin ; nous effectuerons la même vérification dès que les courbes de janvier seront disponibles.

Donc, sur le réseau public, le parc est en service au bon moment en été presque partout ; les deux exceptions sont des marchés de destination, dont les voitures partent avant le pic ou arrivent après. En hiver, là où nous pouvons vérifier, le tableau s’inverse : le parc de travail débauche avant la pointe suédoise et le parc en voirie se vide tandis que la Norvège établit ses records. Là où le parc est hors service, sa valeur ne réside pas du tout dans l’écrêtement des pointes, mais dans l’absorption du solaire et de l’éolien de midi : un vrai service, mais un autre modèle économique.

L’hiver agrandit le parc et accroît le besoin

Une voiture électrique consomme bien plus d’énergie en hiver : chauffage de l’habitacle, conditionnement de la batterie, neige et résistance au roulement accrue. Le test hivernal 2025 de la NAF a constaté une perte d’autonomie moyenne de 19% entre moins six et plus huit degrés ; le test 2026, mené jusqu’à moins 32, a relevé 38%. La base de données de cinq millions de trajets de Geotab établit l’autonomie utilisable à 54% de l’autonomie homologuée à moins 15. Davantage d’énergie par kilomètre signifie plus de sessions de recharge, et davantage de sessions signifie plus d’heures branchées.

Notre panel fixe norvégien le montre : l’occupation de l’AC public est passée d’environ 15% en septembre à 20% en janvier, et la série quotidienne suit la température avec r = −0.68 (réanalyse Open-Meteo, pondérée par la population). La Suède ne suit pas du tout la température (r = −0.08) ; seule la quinzaine de Noël la fait bouger, quand les bureaux se vident et que l’occupation tombe de 15% à 9%. C’est encore l’histoire de la propriété : un réseau de travail suit le calendrier, un réseau en voirie suit le thermomètre. Les pics records de la Norvège comme de la Finlande surviennent les matins d’hiver ; le parc public en voirie est donc le plus grand exactement durant la saison où le réseau est le plus tendu, et il quitte la rue exactement à l’heure où le réseau est le plus tendu.

Ce que vaut une voiture branchée, marché par marché

En 2026, tous les produits bidirectionnels commercialisés en Europe convergent vers environ 11 kW en triphasé 400 V : le chargeur BiDi de Volkswagen et Elli, la wallbox DC 11 kW de BMW et E.ON pour l’iX3, le boîtier Mobilize de Renault, de 7 à 22 kW, la Quasar 2 de Wallbox, jusqu’à 12.8 kW. Hyundai et Kia ont activé le V2G pour les EV9 et Ioniq 9 aux Pays-Bas. Mais le plafond matériel d’un raccordement résidentiel est fixé par la maison, pas par la voiture.

Cette contrainte du monophasé pèse surtout dans le pays qui compte le plus de voitures. Plus de 70% des foyers norvégiens sont sur un réseau IT 230 V, où la recharge triphasée n’est pas disponible et où la NAF recommande le monophasé à 16 ou 32 A. Le parc norvégien d’un million de voitures compte donc pour 7 kW, comme celui de la Grande-Bretagne, là où une voiture néerlandaise ou allemande compte pour 11. Volkswagen cite environ un million de voitures MEB en Europe prêtes pour le bidirectionnel ; avec Renault, Hyundai, Kia et BMW, c’est la base de notre hypothèse selon laquelle 15% du parc actuel pourrait réinjecter de l’énergie si la wallbox et le tarif existaient.

Des bornes que nous voyons au parc que nous ne voyons pas : aujourd’hui et 2030

Tout ce qui précède est mesuré. À partir d’ici, c’est estimé. L’AC public n’est qu’une petite fenêtre sur un vaste parc : au pic réseau néerlandais, nos bornes accueillent environ 3% des BEV du pays ; en Allemagne, 0.2%. La plupart des voitures dorment dans des allées et des garages que nous ne voyons pas, et rien dans les données publiques ne nous dit si elles sont branchées. Nous construisons donc le chiffre à l’échelle du parc à partir de trois composantes : les voitures que nous mesurons sur les bornes publiques, les voitures de conducteurs pouvant recharger chez eux multipliées par une probabilité d’être branchées à cette heure-là, et celles de conducteurs disposant d’une prise au travail, selon le même principe. Les probabilités viennent des études qui les ont mesurées : Electric Nation a constaté que les voitures restaient branchées plus de 12 heures par session et rechargeaient deux à trois fois par semaine, ce qui place une voiture résidentielle au câble 30% à 45% des nuits ; et Octopus Power Pack demande à ses clients V2G 12 heures par jour, 20 jours par mois. Les hypothèses sont dans le tableau, pour pouvoir les discuter.

Sur ces hypothèses, au pic de réseau propre à chaque pays, entre 12 et 20 GW de capacité d'onduleurs sont aujourd'hui connectés par câble dans les onze pays, dont 2.0 à 3.2 GW appartiennent à des voitures techniquement capables de réinjecter. D'ici 2030, avec un parc plus que doublé et six voitures neuves sur dix bidirectionnelles, la part capable représente 10 à 16 GW et 15 à 24 GWh d'énergie utilisable à l'heure de pointe. L'Allemagne à elle seule en compte 3.0 à 5.2 GW. Fraunhofer ISI et T&E estiment à 13 GW, dans l'ensemble de l'UE en 2040, la capacité de secours que le V2G pourrait remplacer ; nos onze pays suivent cette trajectoire, et la devancent sur les marchés où la recharge se fait en bord de voirie.

Partie 2. La demande aujourd'hui : deux réservoirs de valeur

Une voiture bidirectionnelle stationnée et connectée peut être rémunérée à deux endroits, qui relèvent de marchés distincts aux mécaniques différentes. Devant le compteur, le gestionnaire du réseau de transport achète le droit de solliciter la puissance de la voiture pendant quelques secondes ou minutes afin de maintenir la fréquence et de rétablir l'équilibre : une pure enchère entre l'offre et la demande, pour un besoin fixe, dont le prix est fixé par le fournisseur le moins cher prêt à se tenir disponible. Derrière le compteur, la voiture déplace la consommation propre du foyer ou du bâtiment des heures chères vers les heures bon marché, et la valeur prend la forme d'une économie sur la facture, plafonnée par la part de cette facture qui peut être déplacée. Le premier réservoir est petit et disputé. Le second est vaste en agrégé, mais mince par voiture. Nous chiffrons les deux aux prix actuels ; la Partie 3 examine comment les prix eux-mêmes évolueront.

Premier réservoir : les réserves de fréquence et d'équilibrage

Chaque gestionnaire de réseau européen achète les mêmes trois services : la réserve de stabilisation de la fréquence (FCR, les premières secondes), la réserve automatique de restauration de la fréquence (aFRR, les minutes qui suivent) et la réserve manuelle (mFRR, le quart d'heure suivant et au-delà), auxquels s'ajoutent quelques produits locaux. Une voiture peut techniquement assurer les trois, mais son éligibilité dépend du règlement : l'enchère minimale, la possibilité d'agréger de petits actifs, l'éligibilité d'un foyer derrière un compteur standard, et la capacité d'un agrégateur à intervenir sans le fournisseur d'électricité du client. Le tableau présente la situation en septembre 2026, d'après les documents des GRT eux-mêmes.

Lis la dernière colonne de haut en bas, et la carte devient limpide. Les marchés nordiques acceptent des offres dès 100 kW, agrègent tout ce qui peut l’être, et dix vans danois vendent de la FCR-N depuis 2016 ; Fingrid inscrit les groupes de fourniture agrégés dans ses règles de préqualification et Virta exploite déjà des bornes publiques sur le marché finlandais de la FCR-D, en charge uniquement. La France a certifié une flotte de véhicules de société pour la FCR en février 2022, la Suisse a préqualifié cinquante Honda pour la FCR et l’aFRR, les Pays-Bas faisaient déjà rouler des voitures en aFRR TenneT dès 2019. L’Allemagne dispose d’un guide de préqualification rédigé spécifiquement pour les véhicules électriques, et son verrou, c’est le comptage : chaque site doit disposer d’un comptage par intervalles, ce qui exclut le foyer au profil standard auquel appartiennent la plupart des conducteurs. Le verrou britannique est le même, en plus dur : Powerloop a constaté que le comptage à dix secondes des bornes était très loin des exigences des services de fréquence. L’Espagne n’a reconnu l’agrégateur indépendant par décret qu’en 2026, l’Italie n’a commencé à rémunérer la FCR qu’en juin 2026, la Grèce a agréé des agrégateurs, mais aucune voiture. La Norvège est prête sur le papier et vient de plafonner ce que les petits actifs peuvent préqualifier.

Le prix que rapporte un mégawatt de réserve est fixé par celui qui se tient prêt au moindre coût, et depuis 2023, c’est une batterie. La FCR-D à la hausse suédoise affichait en moyenne 127 euros par MW par heure en 2022, contre 12 en 2025 ; les revenus annexes d’une batterie suédoise ont chuté d’environ 90 % entre la mi-2023 et le début 2026, et les GRT nordiques dénombraient 670 MW de batteries préqualifiées pour un produit de 550 MW. Le Dynamic Containment britannique rémunérait 17 pounds à son lancement en 2021, contre 2 à 4 pounds depuis 2023, avec 7 GW de batteries raccordées. L’Allemagne comptait 1.35 GW de batteries préqualifiées pour la FCR au 1 January 2026, soit 2.3 fois ce qu’elle achète, et Modo prévoit que l’aFRR sera saturée d’ici deux à trois ans. La France est l’exception qui confirme la règle : la FCR a chuté de 73 % entre 2022 et 2024, puis l’aFRR s’est rouverte aux batteries et les revenus ont rebondi, pour l’instant. Partout où une voiture peut aller, un conteneur de cellules y est arrivé le premier, n’a besoin d’aucun conducteur et enchérira à son coût marginal.

Mettez une voiture sur ces marchés dans des conditions réalistes — une offre de 7 kW, 3 000 heures par an branchée avec une marge, l'agrégateur prenant 40 % — et elle rapporte net 150 à 350 euros par an aux prix de 2025 dans la majeure partie de l'Europe, jusqu'à environ 680 dans les poches où la FCR-N ou l'aFRR paie encore : Suède, Danemark, France, Pays-Bas. C'est cohérent avec ce qui est réellement proposé. Elli verse jusqu'à 720 euros la première année pour 250 heures par mois, Dreev versait jusqu'à 20 euros par mois, les fourgons danois rapportaient 1 400 à 1 900 euros par an aux prix de 2017 à 2019, des prix qui n'existent plus. Les poches sont petites : les pools font 50 à 2 000 MW, soit de dix mille à quelques centaines de milliers de voitures à pleine disponibilité, face à des millions de voitures électriques et 360 000 Volkswagen prêtes pour le V2G rien qu'en Allemagne. Remplissez un pool et le prix finit là où celui de la Grande-Bretagne est arrivé ; à 4 euros par MW et par heure, une voiture rapporte environ 50 euros par an, moins que son propre comptage. C'est le destin de tout marché de flexibilité à mesure qu'il mûrit, et les voitures arrivent à la fin de la courbe, pas au début.

Pool deux : derrière le compteur

Le cas d'usage mis en avant dans toutes les brochures de wallbox, c'est la voiture familiale comme batterie domestique. Nous en avons construit un modèle horaire simple. Prenez une année de prix day-ahead jusqu'en août 2026 pour chaque marché, ajoutez la taxe sur l'énergie, le tarif réseau au kilowattheure et la TVA pour obtenir un contrat résidentiel indexé sur le spot, donnez à la maison une courbe de charge normale avec un pic le soir et, au nord, en hiver, puis donnez à la famille une voiture de 60 kWh qui part à 07:00 en semaine, revient à 17:00 après avoir consommé 7 kWh, et reste à la maison tout le week-end. Laissez ensuite un contrôleur à prévision parfaite décider chaque après-midi, une fois les prix du lendemain publiés, quand charger et quand alimenter la maison depuis la voiture, dans une plage de 12 à 54 kWh et en comptant deux centimes par kilowattheure pour l'usure de la batterie. Faites tourner le modèle de trois façons : recharge dès que la voiture est branchée, recharge aux heures les moins chères, puis recharge aux heures les moins chères avec décharge vers la maison aux heures les plus chères. La deuxième étape est la recharge intelligente et ne nécessite aucun matériel bidirectionnel. La troisième est le V2H, et l'enjeu est de savoir ce qu'elle ajoute à la deuxième.

La réponse, sur onze marchés, est d'environ 144 euros par an, et la recharge intelligente à elle seule vaut à peu près autant. La Grande-Bretagne offre le meilleur cas, à 255 euros, car ses prix du soir sont les plus élevés par rapport à ceux de la nuit ; l'Italie le pire, à 44, car une courbe de prix plate et une petite maison ne laissent rien à décaler. La Grande-Bretagne fait exception pour la recharge intelligente : sur Octopus Agile, où le prix de détail évolue avec le prix de gros, le simple fait de déplacer la propre recharge de la voiture vers les heures creuses vaut environ 509 euros, et l'étape de décharge supplémentaire 255. Partout, c'est la maison qui contraint, pas la batterie : la voiture dispose de 40 kWh de marge et le pic du soir d'une maison européenne représente cinq à dix kilowattheures ; c'est tout ce que le V2H peut déplacer.

Pour cette famille, le solaire améliore moins la situation qu'il ne l'aggrave. Les panneaux produisent entre 10:00 et 15:00 un jour de semaine, et la voiture est au travail ; le surplus est injecté au tarif prévu par le mécanisme de rémunération, et le seul soleil que la voiture stocke est celui du week-end. Avec 6 kWp sur le toit, le gain du V2H tombe à 125 euros en Allemagne et 118 aux Pays-Bas ; aux Pays-Bas, il est même nul jusqu'à la fin du net metering en 2027, car jusque-là, chaque kilowattheure injecté est crédité au prix de détail intégral — autrement dit, une batterie parfaite et gratuite. La Suède a supprimé son crédit à l'exportation de 60 öre le 1 janvier 2026, ce qui commence à rendre rentable le stockage domestique, quel qu'il soit.

La seule chose qui change vraiment la donne, c'est que la voiture reste à la maison. Faites tourner le même modèle pour un foyer dont la voiture reste dans l'allée toute la journée — un retraité ou quelqu'un qui travaille à domicile — et le gain du V2H double à peu près : 375 euros en Finlande, 328 en France et 357 en Grande-Bretagne ; le scénario solaire devient positif parce que la voiture est là à midi. Voilà le client résidentiel du V2H : non pas le navetteur avec sa voiture de fonction, celui que les données publiques voient, mais la voiture qui reste garée.

Le parking : derrière le compteur, à grande échelle

L’autre cas derrière le compteur, c’est le bâtiment — et il est plus convaincant. Un bureau, un hôtel ou un immeuble d’habitation avec parking paie l’électricité deux fois : au kilowattheure, et au kilowatt correspondant à son appel de puissance maximal du mois. Elvia facture à une entreprise d’Oslo 31 couronnes par kW et par mois en été, et 74 en hiver, soit environ 55 euros par kW et par an ; un réseau de distribution allemand facture environ 100 à 150 euros par kW et par an en basse tension. Cette redevance se joue sur un seul mauvais quart d’heure, généralement en milieu d’après-midi l’été, quand les groupes frigorifiques tournent et que toutes les voitures sont encore au sous-sol.

Cinquante voitures stationnées de neuf heures à dix-sept heures, chacune prête à restituer 5 kW pendant une heure, retirent 250 kW de ce quart d’heure. En Allemagne, cela représente 25 000 à 37 000 euros par an rien qu’en redevances de capacité, soit 500 à 750 euros par voiture, avant tout arbitrage énergétique ou autoconsommation solaire ; à Oslo, environ 14 000 euros, soit 275 par voiture. Les voitures sont là au moment du pic — toute la différence avec le cas domestique — et le propriétaire du bâtiment a déjà le compteur, le fusible et la raison de s’en servir. Côté recharge, ce même parking absorbe le surplus de mi-journée d’une toiture solaire : c’est de la recharge intelligente classique, qui ne nécessite aucun matériel bidirectionnel.

Les pièges sont ceux que nos données publiques permettent de voir. Un parking de bureau se vide le vendredi, en juillet et à Noël, exactement comme le montrent les courbes suédoises ; or la redevance de capacité est mensuelle, donc un seul pic non couvert coûte le mois. Le gestionnaire de flotte doit aussi obtenir l’accord des conducteurs pour prélever de l’énergie dans leur voiture : c’est simple pour les véhicules partagés, un contrat pour tous les autres. Là où le bâtiment possède les voitures, c’est aujourd’hui le cas V2X le plus finançable d’Europe.

Partie 3. La demande de demain : plus de volatilité, moins d’inertie

Deux phénomènes touchent simultanément la demande, et ils tirent une voiture dans des directions différentes. Le premier : l’Europe remplit ses réseaux de production non pilotable. La capacité éolienne de l’UE a atteint 246 GW fin 2025 et se dirige vers environ 343 GW en 2030 ; le solaire a dépassé 406 GW et les plans nationaux totalisent environ 700 GW d’ici 2030. L’Allemagne à elle seule prévoit 215 GW de solaire contre 106 aujourd’hui, l’Espagne 76 contre 45, l’Italie 80 contre 41. Le solaire produit à midi, que quelqu’un en veuille ou non : les heures bon marché deviennent moins chères, les heures de transition plus coûteuses, et l’écart entre les deux — tout l’enjeu du cas derrière le compteur — s’élargit. Le second : un réseau piloté par des onduleurs a moins de masse tournante, donc la fréquence évolue plus vite après un incident et le gestionnaire de réseau a besoin d’une réponse plus rapide, pas seulement plus importante. Cela devrait être favorable à une batterie sur roues. Tout dépend de qui d’autre propose la même chose.

L’écart est la partie mesurable, et il a déjà bougé. Le graphique compare, sur le marché day-ahead, les quatre heures les plus chères de chaque jour aux quatre moins chères, puis calcule une moyenne annuelle : de 2019 à 2025, l’écart a été multiplié par 7.2× en Norvège, 5.8× en Grèce, 5.6× en Espagne, 5.0× en Suède et 4.7× aux Pays-Bas ; et 2026 est jusqu’ici l’année la plus large jamais enregistrée hors 2022 dans sept des dix zones. 2022 fut l’année du gaz, une anomalie partout ; si on l’écarte, l’écart s’est creusé chaque année depuis 2023 sur tous les marchés fortement solarisés : en Allemagne et aux Pays-Bas, d’environ 80 euros à 100 en 2025 puis près de 130 sur les huit premiers mois de 2026 ; en Espagne, de 63 à 103 ; en France, de 70 à 105 ; en Grèce, de 95 à 136. Seules la Suède et la Finlande restent stables, contenues par l’hydroélectricité et le nucléaire, tandis que le multiple norvégien part de presque rien. Les prix négatifs racontent la même histoire par le bas : l’Allemagne a compté 69 heures sous zéro en 2022 et 573 en 2025, les Pays-Bas 584, l’Espagne 556, la zone SE2 suédoise 681, et dans l’UE, une heure sur vingt-cinq était négative en 2024, une sur seize en France, en Allemagne, aux Pays-Bas et en Espagne en 2025. L’ACER mesure des variations quotidiennes de prix environ cinq fois supérieures à leur niveau de 2020, et Aurora projette une nouvelle hausse d’un tiers des écarts horaires moyens allemands d’ici 2030. Les régulateurs en ont fait une obligation : le JRC estime les besoins de flexibilité du système européen à 11% de la demande aujourd’hui et 24% en 2030, l’ACER a adopté en juillet 2025 la méthodologie d’évaluation des besoins nationaux de flexibilité et chaque État membre doit désormais en publier une, tandis que TenneT estime que les Pays-Bas auront besoin de 9 GW de batteries réseau d’ici 2030, et inclut 2.2 GW de véhicules électriques parmi les capacités flexibles attendues.

Le deuxième vivier, celui de l’arbitrage, croît donc avec le parc et avec les écarts de prix, et son seul plafond est la consommation propre du foyer. Mais le prix de cette flexibilité est lui aussi tiré vers le bas par les mêmes batteries : Aurora prévoit plus de 80 GW de batteries à l’échelle du réseau en Europe d’ici 2030, contre 17 GW en 2025 ; les prévisions de Modo pour l’Allemagne s’établissent à 15.4 GW, ramenés de 18.7 GW en raison de la concurrence des véhicules électriques. Une batterie en conteneur, c’est une voiture sans conducteur : elle arbitre les mêmes heures, sur le même marché, et chaque gigawatt supplémentaire aplanit l’écart que la voiture suivante devait capter.

L’inertie est ce qui ressemble le plus à un travail pour les voitures — et ce qui a le moins de chances d’en devenir un. La physique est bien réelle. Une étude pour la Commission européenne estime la constante d’inertie du système continental à plus de cinq secondes en 2019 et à moins de trois en 2030, et conclut que maintenir le taux de variation de fréquence sous 1 Hz par seconde après une séparation nécessiterait environ 300 GW·s d’inertie supplémentaire en 2030. Le Project Inertia d’ENTSO-E propose une constante d’inertie minimale de deux secondes la moitié du temps. Les GRT nordiques dimensionnent leur réserve de perturbation pour 150 GW·s d’énergie cinétique et constatent que les heures sous ce seuil augmentent chaque année depuis 2022 ; la Grande-Bretagne a abaissé son seuil minimal d’inertie de 140 à 120 GVA·s et propose 102, économisant un quart de milliard de livres par an en coûts de contraintes. Mais regarde comment les opérateurs achètent la solution. La Grande-Bretagne a contracté 36 GVA·s d’inertie via ses Stability Pathfinders, presque exclusivement auprès de compensateurs synchrones, et n’ajoute que 200 MW de Dynamic Containment. L’Allemagne a ouvert en janvier 2026 un marché de réserve instantanée, à 805 à 889 euros par MW·s et par an, les onduleurs formateurs de réseau étant obligatoires sur les batteries haute tension depuis juin. Svenska kraftnät achète 113 MW de réserve de fréquence rapide et en a 910 MW préqualifiés ; ses besoins pour 2035 vont de presque zéro à deux fois et demie le niveau actuel, selon la part du nucléaire qui restera en service. L’inertie s’achète comme un actif — une masse tournante ou un onduleur formateur de réseau raccordé au réseau de transport —, non comme une réponse qu’une voiture peut offrir. Ce que les voitures peuvent offrir, les produits à l’échelle de la sous-seconde et de la seconde, est modeste et déjà sursouscrit huit fois par les batteries en Suède. Le problème de fréquence est réel ; le marché de fréquence pour les voitures ne grossit pas pour autant.

Le parcours du pionnier raconte la même histoire. The Mobility House, fondée à Munich en 2009 et soutenue par Mercedes-Benz, l’alliance Renault-Nissan, Mitsui et Mercuria, a préqualifié une Nissan Leaf pour la réserve primaire avec Amprion en 2018 et affirmait qu’une voiture pouvait rapporter 500 à 1 000 euros par an. Depuis, tous ses produits commerciaux sont des tarifs, pas des réserves : eyond en Allemagne, une recharge intelligente avec une remise de 10-cent, pour une valeur d’environ 400 euros par an ; Mobilize Power en France, lancé avec Renault en octobre 2024, où la voiture rapporte environ dix centimes par heure lorsqu’elle est branchée et le foyer économise environ 600 euros par an ; la recharge à domicile gratuite en Allemagne à partir de 2026 pour une voiture branchée 14 heures par jour ; et le moteur d’agrégation derrière l’offre à 720-euro de Volkswagen. En février 2025, son directeur général déclarait que les meilleurs marchés sont les marchés dérégulés dotés de compteurs intelligents, et que les pays nordiques, avec leur hydraulique, en ont moins besoin ; en août 2026, l’entreprise a cédé ses activités nord-américaines et s’est recentrée sur les tarifs V2G européens. L’entreprise qui a débuté dans la réserve de fréquence gagne son argent en agrégeant des voitures sur les marchés de gros et intrajournalier, derrière une promesse de prix fixe faite au conducteur. C’est là que la valeur s’est déplacée, et c’est là que les voitures vont ensuite.

Les prévisions s’accordent sur la direction et divergent sur l’ampleur, surtout parce qu’elles valorisent des années différentes. Fraunhofer, pour Transport & Environment, estime jusqu’à 780 euros par an et par foyer d’ici 2040 dans un système européen entièrement optimisé ; le VDE situe le chiffre réaliste entre 200 et 300 ; Eurelectric et EY avancent 450 à 2 900 pour 2030 ; l’AIE a examiné les offres en vigueur et retient plusieurs centaines de dollars, typiquement environ 500 ; la simulation allemande d’Agora Verkehrswende estime l’arbitrage à jusqu’à 500 et avertit que le résultat varie d’un facteur huit entre une année de prix 2021 et une année 2022 ; l’essai terrain BDL avec BMW et TenneT a rapporté jusqu’à 75 euros par voiture en transactions réelles. Le seul essai britannique générant des revenus de réserve, Sciurus, a rapporté 725 livres par voiture en 2021 grâce au Dynamic Containment à 64 livres par kW ; ce produit rapporte désormais moins de quatre.

Partie 4. L'offre rencontre la demande : trois scénarios à l'horizon 2030

Prenez l'offre de la partie 1, les deux gisements de la partie 2 et les forces à l'œuvre de la partie 3, puis projetez-les vers l'avenir. L'offre, c'est notre estimation du parc compatible raccordé au câble au pic de réseau de chaque pays en 2030, dont une certaine part participe, à laquelle s'ajoutent les batteries réseau anticipées par les prévisionnistes. La demande, c'est le besoin de réserve, augmenté d'un facteur de scénario, et la charge domestique déplaçable, amplifiée par l'écart de prix. Les prix suivent la règle que les cinq dernières années ont enseignée : ancrés sur le résultat des enchères de 2025, ils reculent d'environ 60% pour chaque unité de hausse de l'offre à coût marginal nul par rapport au besoin, avec un plancher à 4 euros par MW par heure, et remontent vers leur niveau d'avant les batteries si le besoin dépasse l'offre. Trois scénarios, détaillés dans le tableau, encadrent l'incertitude : l'un où tout le pipeline de batteries est construit et où les besoins du réseau progressent peu, un scénario intermédiaire, et un dernier où la volatilité et le besoin de réserve augmentent rapidement tandis que les batteries prennent du retard.

Le schéma est le même dans les trois cas. Dans les sept marchés dotés d'un pipeline de batteries conséquent — Allemagne, Grande-Bretagne, France, Pays-Bas, Espagne, Italie et Grèce — le gisement de réserve atteint ou frôle le plancher d'ici 2030 dans le scénario central, et la part d'une voiture ne représente que 6 à 23 euros par an. Seul le scénario volatil, où le besoin double presque et où la moitié des batteries ne sont pas construites, le porte à 17 à 137. Les poches de valeur se trouvent en Norvège, Suède, Suisse et Finlande, où les batteries sont rares, plafonnées ou coûteuses à raccorder : une voiture y gagne 137 à 419 dans le scénario central et 317 à 609 si le réseau devient volatil. Ces chiffres mesurent un fossé réglementaire, pas une activité économique : un prix norvégien qui reste au niveau de 2025 parce que Statnett plafonne les petites batteries est un prix qu'un changement de règle, ou un conteneur de 300 MW, fait disparaître. Le gisement d'arbitrage évolue dans l'autre sens : 154 à 344 euros par voiture hors d'Italie dans le scénario central, en hausse avec l'écart de prix dans tous les scénarios ; c'est la seule ligne qui croît avec le parc au lieu d'être divisée par lui.

Au total, dans les onze pays, le gisement de réserve ouvert aux voitures vaut 720 à 2332 millions d'euros par an en 2030, dont les voitures capteraient 40 à 356 millions, et le gisement d'arbitrage domestique, aux taux de participation retenus, 120 à 565 millions. Face aux 24 millions de voitures électriques que notre estimation prévoit sur les routes européennes d'ici 2030, la ligne réserve relève de l'argent de poche et la ligne arbitrage d'une remise tarifaire. Face aux 16 GW d'onduleurs compatibles raccordés au câble au pic, en revanche, les deux gisements valent la peine d'être captés, car l'actif ne coûte rien à construire.

Ce que cela donne au total

L’Europe dispose d’une batterie distribuée et d’au moins trois emplois du temps. À Amsterdam et Oslo, elle se branche à 18:00 et dort dans la rue : cela colle au pic des soirées d’été, mais laisse de côté l’heure record de l’hiver norvégien. À Stockholm et Helsinki, elle travaille de jour, soit au moment où le réseau atteint son pic estival, et non son pic hivernal. À Zurich, elle est partie avant le pic du soir, quelle que soit la saison. En Allemagne, elle reste branchée de la fin de matinée jusqu’à tard le soir à 11 kW, avec la plus grande flotte mobilisable du continent : c’est pourquoi l’Allemagne a supprimé le double prélèvement réseau sur l’électricité réinjectée le 1 January 2026, et pourquoi son marché s’ouvrira le premier.

Ce que vaut la centrale est un chiffre plus petit que ce qu’elle est, et les deux courbes qui le déterminent évoluent en sens inverse. La courbe d’offre — voitures et batteries — se décale vers la droite plus vite que ne peut croître le moindre besoin de réserve ; le prix de la disponibilité se dirige donc vers son plancher partout où les batteries sont admises. La courbe de demande pour déplacer l’énergie au fil de la journée, façonnée par le solaire et l’éolien, se décale elle aussi vers la droite, et c’est ce bassin-là qui perdure : une économie sur la facture, quelques centaines d’euros par voiture, davantage là où la voiture reste à domicile, et bien davantage encore là où le parking d’un bâtiment rencontre le pic du bâtiment. La batterie distribuée n’échoue ni sur la technologie ni sur le calendrier. Elle est simplement arrivée au bout de la courbe de fréquence et au début de celle de l’arbitrage — et l’argent suit la seconde.

Les règles rattrapent les voitures. AFIR impose ISO 15118-20 sur les nouvelles bornes AC publiques à partir de 2027, les opérateurs nordiques acceptent des offres dès 100 kW, l’Allemagne a supprimé son double prélèvement, l’Espagne a reconnu l’agrégateur, l’Italie a commencé à rémunérer la réserve de fréquence. La centrale sera là lorsqu’ils auront terminé. Nos données montrent où elle est garée et à quel moment ; cet article ajoute ce que vaut ce stationnement, et pour qui.

Sources

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Open-Meteo historical weather API (ERA5)