La centrale elettrica più affidabilmente parcheggiata d'Europa fa orari diversi in ogni mercato

Il vehicle-to-grid è sempre stato a cinque anni di distanza, da ventinove anni. L'articolo che gli ha dato il nome uscì nel 1997, il primo hub commerciale aprì nel 2016, e ogni previsione nel frattempo collocava la svolta appena oltre l'orizzonte. Ciò che rende diverso il 2026 non è la tecnologia, che funziona nelle sperimentazioni dai tempi del Delaware. È che, per la prima volta, l'affermazione può essere verificata sui dati: il parco è abbastanza grande da poter essere misurato, le wallbox sono in vendita e i mercati che pagherebbero hanno pubblicato i loro prezzi. Così abbiamo misurato, e questo articolo è il risultato. Parte dalla storia, perché la storia è il motivo per essere prudenti.

L'idea che un'auto parcheggiata sia una centrale elettrica è più vecchia della maggior parte delle auto del nostro panel, e quei cinque anni sono avanzati insieme al calendario. Una breve storia, volutamente ingiusta.

Nel 1997 Willett Kempton e Steven Letendre scrissero l'articolo che diede un nome alla cosa: sommate, le batterie delle auto elettriche avrebbero superato di molte volte la capacità di generazione di tutte le centrali del paese, e il punto non era l'energia all'ingrosso ma rispondere nell'istante in cui la rete lo chiedeva. All'epoca le auto elettriche erano quasi inesistenti. Lo stesso gruppo calcolò l'economia nel 2005: il denaro era nella regolazione della frequenza e nelle riserve, non nel carico di base, e in linea di principio una singola auto poteva guadagnare migliaia di dollari l'anno facendolo. Quel lavoro è ancora citato nella maggior parte dei business plan V2G, vent'anni dopo.

Le previsioni iniziarono quando esisteva la Leaf. Nel novembre 2011 Pike Research contava quasi 100 000 veicoli abilitati al V2G entro il 2017. Nel maggio 2012 Nissan lanciò LEAF to Home in Giappone, un anno dopo Fukushima, e l'auto divenne un generatore di riserva per la casa prima di diventare qualcosa per la rete. Nel marzo 2015 Navigant stimò ricavi vehicle-grid intorno a 21 milioni di dollari l'anno entro il 2024, e nell'agosto 2016 Nissan, Enel e Nuvve aprirono il primo hub V2G pienamente commerciale al mondo: dieci furgoni elettrici nel parcheggio di un'utility a Frederiksberg, Copenaghen.

Nel febbraio 2018 il governo britannico finanziò 21 progetti V2G con 30 milioni di sterline, sperimentando circa 2 700 veicoli; Electric Nation e Powerloop, su cui torneremo per il comportamento di connessione più avanti in questo articolo, provengono da quel programma. Nel dicembre 2019 Navigant portò la propria stima a 1.4 miliardi di dollari entro il 2030. Nell'aprile 2022 Utrecht si dichiarò la prima regione bidirezionale al mondo con 150 Ioniq 5 condivise. Nel 2025 Octopus mise in vendita una tariffa V2G in Gran Bretagna, Renault ne introdusse una per la 5 in Francia e nel 2026 Volkswagen, BMW ed E.ON distribuirono le wallbox. Dal 2027 AFIR richiede il protocollo bidirezionale nei nuovi punti AC pubblici.

Leggete le date: ciascuna fu annunciata come la svolta. Le sperimentazioni, a onor del vero, funzionavano: le auto regolavano la frequenza in Delaware, Copenaghen e Utrecht. Quello che non è mai esistito fino a oggi è un parco abbastanza grande da contare, una wallbox acquistabile, un protocollo parlato da tutti e una tariffa che paga, nello stesso paese e nello stesso momento. Il primo di questi quattro elementi è quello su cui i nostri dati possono dire qualcosa, ed è cambiato più negli ultimi tre anni che nei venticinque precedenti. Ecco perché il resto di questo articolo riguarda il parco, non la tecnologia.

Parte 1. L'offerta: quanto del parco è collegato al cavo, e quando

Una centrale elettrica si descrive con tre numeri: quanta capacità ha, quando è disponibile e quanto costa farla funzionare. Per la batteria distribuita delle auto elettriche europee il terzo è vicino allo zero e i primi due sono ignoti, perché nessuno misura un'auto parcheggiata. Questa parte misura ciò che è misurabile, la rete pubblica Type 2 ora per ora in undici paesi, e poi lo rapporta al parco su ipotesi dichiarate. Qui è tutta offerta. Se qualcuno paga per questa offerta, lo vedremo nella Parte 2.

I caricatori rapidi conquistano i titoli. Il lavoro lo fa il Type 2, e lo fa mentre nessuno guarda. A mezzanotte di un giorno feriale di agosto, il 20% degli stalli AC pubblici nei Paesi Bassi aveva un'auto collegata al cavo: circa 31 000 veicoli legati a un punto di ricarica stradale, senza fare nulla fino al mattino. Nelle strade municipali di Oslo è il 37%. A Stoccolma lo stesso connettore è più affollato alle nove del mattino, in un parcheggio aziendale.

Questa è la materia prima del vehicle-to-grid: non la batteria, che è un dato di fatto, ma le ore che l'auto trascorre collegata a un filo. Questa parte lavora solo con ciò che possiamo vedere: 408 000 stalli AC pubblici in undici paesi, rilevati ora per ora. Misura quando ospitano un'auto, spiega perché le ore differiscono da mercato a mercato e le confronta con l'ora di picco di ogni rete. Ogni conclusione riguarda la rete pubblica e nient'altro fino all'ultima sezione, che stima i vialetti e i parcheggi che non possiamo vedere.

Una spina, tre turni: cosa mostrano gli stalli pubblici

Ordinate i paesi in base all'ora in cui i loro stalli AC pubblici sono più pieni e si dividono in tre gruppi. È solo la rete pubblica: punti stradali, parcheggi e siti di destinazione, non la wallbox in garage. Il turno di notte è quello di Paesi Bassi e Norvegia: gli stalli si riempiono dalle 17:00, raggiungono il picco attorno a mezzanotte e si svuotano dopo le 07:00. Il turno di giorno è quello di Svezia, Finlandia e Svizzera: gli stalli si riempiono alle 07:00, raggiungono il picco alle nove o alle dieci e alle due di notte ospitano un'auto solo in circa l'8% dei casi. Il turno continuato è quello di Germania, Italia, Francia e Grecia: una curva più piatta che si riempie entro metà mattina, resta affollata fino a sera e non si svuota mai del tutto.

Il motivo non è la spina. È chi possiede l’auto e dove la lascia di notte. Nei Paesi Bassi solo il 27% delle famiglie può parcheggiare su un terreno di proprietà, e il 64% dei nuovi EV sono auto in leasing. Funzionalmente, una colonnina pubblica olandese è un caricatore domestico che si trova sul marciapiede; l’indagine nazionale sulla ricarica rileva che i conducenti senza ricarica domestica percorrono il 63% dei loro chilometri con ricarica AC pubblica. In Norvegia la proprietà è privata, il leasing privato rappresenta solo il 16% delle vendite, e circa nove proprietari su dieci ricaricano a casa; alla rete AC pubblica resta il centro urbano abitato da chi vive in appartamento, e quindi si comporta come Amsterdam. La Svezia è l’immagine speculare: solo circa un terzo delle auto nuove viene immatricolato da privati, un’auto aziendale ha una presa sul posto di lavoro, e la rete AC pubblica è in larga misura il parcheggio sotto l’ufficio. La Germania sta nel mezzo, con circa due terzi dei nuovi BEV che passano attraverso canali commerciali e una rete pubblica costruita attorno alle destinazioni anziché ai marciapiedi.

La Norvegia mostra entrambi gli schemi all’interno dello stesso Paese. La rete municipale su strada di Oslo mantiene un’auto nel 37% dei suoi stalli da mezzanotte alle 04:00 e quasi non si muove finché iniziano le partenze mattutine alle 05:00. I siti di destinazione di Mer Norway fanno l’opposto: si riempiono dalle 09:00 e si svuotano entro le 18:00. Sommando i due dati con il resto del Paese, la curva nazionale dell’AC pubblica si appiattisce intorno al 14% nell’arco delle 24 ore. La Svezia conserva il suo profilo da luogo di lavoro fino in fondo: l’8% degli stalli ospita un’auto durante la notte, il 17% alle 08:00.

Ne derivano due conseguenze, entrambe relative all’infrastruttura pubblica. I Paesi del turno notturno tengono le auto collegate proprio nelle ore in cui la rete non ha nulla di meglio da fare: ideali per la ricarica, inutili per ridurre il picco serale, a meno che l’auto non sia già lì alle 17:00. E nei Paesi Bassi, per lo più, lo è: il 18% degli stalli è occupato alle 17:00 contro il 20% a mezzanotte. I Paesi del turno diurno tengono le auto durante le ore solari e le restituiscono alle 16:00: la direzione sbagliata per un picco serale, quella giusta per assorbire l’eccesso di produzione di mezzogiorno.

Quando le auto sono collegate, e quando la rete le vuole

Una batteria parcheggiata vale qualcosa solo nell’ora in cui il sistema è sotto pressione. Le nostre curve di connessione sono di agosto, quindi abbiamo confrontato la rete con lo stesso mese: per ogni Paese abbiamo preso il carico medio dei giorni feriali di agosto 2026 da Energy-Charts, individuato l’ora del picco e letto la curva di connessione pubblica in quell’ora. Qui il carico è ciò che la rete deve effettivamente servire, al netto del solare sui tetti; ecco perché i picchi estivi nei Paesi Bassi, in Spagna e in Italia cadono dopo il tramonto, mentre quello tedesco è alle 11:00. Il grafico affianca la quota di stalli con un’auto in quell’ora alla quota nell’ora di massima connessione del Paese. Il divario tra le due barre è la parte dell’infrastruttura pubblica che è già tornata a casa, oppure non è ancora arrivata. Cosa accada nei garage privati a quell’ora è una domanda per l’ultima sezione.

In estate la rete vuole gli stalli pubblici quando sono pieni. Il picco olandese arriva alle 21:00, quando gli stalli su strada sono pieni al 92% rispetto a quanto lo saranno a mezzanotte. La Norvegia raggiunge il picco alle 20:00 su una curva piatta nell’arco delle 24 ore. Anche Italia e Spagna raggiungono il picco dopo il tramonto, con gli stalli al massimo serale o quasi. I Paesi da luogo di lavoro hanno la stessa fortuna dall’altra direzione: il carico estivo svedese raggiunge il picco alle 11:00 e quello finlandese alle 13:00, nel cuore della giornata lavorativa, con gli stalli pieni al 97% e al 95% rispetto al loro stesso picco. Francia e Grecia toccano il picco alle 14:00, sul loro plateau pomeridiano.

Le eccezioni sono i mercati di destinazione, dove le auto seguono orari diversi dalla rete. Il carico svizzero raggiunge il picco alle 19:00, dopo che l’infrastruttura del turno diurno se n’è andata: allora l’8% degli stalli ospita un’auto, contro il 12% alle 10:00. La Germania è l’immagine speculare: il suo picco estivo è alle 11:00 e gli stalli pubblici si riempiono verso sera, quindi al picco sono pieni al 74% rispetto alle 19:00.

L’inverno è il test più duro, e possiamo eseguirlo solo dove disponiamo di curve di connessione di gennaio. Per Norvegia e Svezia le abbiamo, da un vecchio panel fisso di stalli. Il carico svedese di gennaio raggiunge il picco alle 17:00; a quell’ora gli stalli ospitavano un’auto nel 13% dei casi contro il 26% alle 11:00, quindi metà dell’infrastruttura nei luoghi di lavoro aveva già staccato quando la rete ne aveva bisogno. Il carico norvegese di gennaio è massimo alle 16:00 in un giorno feriale medio, e il record assoluto è arrivato tra le 08:00 e le 09:00 del 7 gennaio 2026: il panel norvegese mostrava il 16% alle 16:00 e il 17% alle 08:00, contro il 25% durante la notte. L’infrastruttura su strada si sta ritirando proprio mentre la rete stabilisce i suoi record. I picchi invernali francese e italiano si spostano alle 09:00 del mattino; eseguiremo lo stesso controllo quando arriveranno le curve di gennaio.

Dunque, sulla rete pubblica l’infrastruttura estiva è in servizio all’ora giusta quasi ovunque, e le due eccezioni sono mercati di destinazione in cui le auto partono prima del picco, oppure arrivano dopo. In inverno, dove possiamo verificare, il quadro cambia: l’infrastruttura nei luoghi di lavoro stacca prima del picco svedese e quella su strada si ritira mentre la Norvegia stabilisce i suoi record. Dove l’infrastruttura è fuori servizio, il suo valore non è affatto la riduzione dei picchi, ma l’assorbimento di solare ed eolico di mezzogiorno: un servizio reale e un modello di business diverso.

L’inverno rende l’infrastruttura più grande e il fabbisogno maggiore

In inverno un’auto elettrica consuma molta più energia: riscaldamento dell’abitacolo, condizionamento della batteria, neve e maggiore resistenza al rotolamento. Il test invernale 2025 di NAF ha rilevato una perdita media di autonomia del 19% tra meno sei e più otto gradi; il test del 2026, condotto fino a meno 32, ha rilevato il 38%. Il dataset di Geotab da cinque milioni di viaggi stima l’autonomia utilizzabile al 54% di quella omologata a meno 15. Più energia per chilometro significa più sessioni di ricarica, e più sessioni significano più ore collegate al cavo.

Il nostro panel fisso norvegese lo mostra: l’occupazione AC pubblica è salita da circa il 15% a settembre al 20% a gennaio, e la serie giornaliera segue la temperatura con r = −0.68 (rianalisi Open-Meteo, ponderata per popolazione). La Svezia non segue affatto la temperatura (r = −0.08); si muove solo nelle due settimane natalizie, quando gli uffici si svuotano e l’occupazione scende dal 15% al 9%. È di nuovo la storia della proprietà: una rete nei luoghi di lavoro segue il calendario, una rete su strada segue il termometro. I picchi record di Norvegia e Finlandia si verificano entrambi nelle mattine invernali, quindi l’infrastruttura pubblica su strada è massima proprio nella stagione in cui la rete è più sotto pressione, e lascia la strada proprio nell’ora in cui la rete è più sotto pressione.

Quanto vale un’auto collegata, mercato per mercato

Ogni prodotto bidirezionale in arrivo in Europa nel 2026 si attesta intorno agli 11 kW su trifase 400 V: il caricatore BiDi di Volkswagen ed Elli, la wallbox DC da 11 kW di BMW ed E.ON per la iX3, la box Mobilize di Renault da 7 a 22 kW, la Quasar 2 di Wallbox fino a 12.8 kW. Hyundai e Kia hanno attivato il V2G per EV9 e Ioniq 9 nei Paesi Bassi. Il limite hardware di una connessione domestica, però, lo stabilisce la casa, non l'auto.

Questo vincolo della monofase pesa soprattutto nel Paese con più auto. Oltre il 70% delle abitazioni norvegesi è su una rete IT a 230 V, dove la ricarica trifase non è disponibile e NAF consiglia la monofase a 16 o 32 A. La flotta norvegese di un milione di auto vale quindi 7 kW, come quella britannica, mentre un'auto olandese o tedesca vale 11. Volkswagen indica circa un milione di auto MEB in Europa pronte per la bidirezionalità, che, insieme a Renault, Hyundai, Kia e BMW, è alla base della nostra ipotesi secondo cui il 15% del parco attuale potrebbe reimmettere energia in rete, se esistessero wallbox e tariffa adatte.

Dalle colonnine che vediamo alla flotta che non vediamo: oggi e 2030

Tutto quanto sopra è misurato. Da qui in avanti è stimato. L'AC pubblica è una piccola finestra su una grande flotta: al picco di rete olandese, le nostre colonnine ospitano circa il 3% dei BEV del Paese; in Germania, lo 0.2%. La maggior parte delle auto dorme in vialetti e garage che non possiamo vedere, e nulla nel profilo pubblico ci dice se siano collegate. Costruiamo quindi il dato a livello di flotta da tre componenti: le auto che misuriamo sulle colonnine pubbliche, le auto di chi può ricaricare a casa moltiplicate per la probabilità di essere collegate in quell'ora, e, allo stesso modo, le auto di chi dispone di una presa sul posto di lavoro. Le probabilità arrivano dalle sperimentazioni che le hanno misurate: Electric Nation ha rilevato auto collegate per oltre 12 ore per sessione e in ricarica due o tre volte a settimana, il che porta un'auto domestica a essere collegata dal 30% al 45% delle notti, mentre Octopus Power Pack chiede ai suoi clienti V2G 12 ore al giorno per 20 giorni al mese. Gli input sono nella tabella, così da poterli discutere.

Con queste ipotesi, al picco di rete di ciascun paese, oggi nei cavi dei veicoli dei undici paesi sono presenti tra 12 e 20 GW di capacità inverter, di cui da 2.0 a 3.2 GW appartengono ad auto che potrebbero tecnicamente reimmettere energia in rete. Entro il 2030, con il parco circolante più che raddoppiato e sei auto nuove su dieci bidirezionali, la quota abilitata sarà di 10-16 GW e 15-24 GWh di energia utilizzabile nell'ora di picco. La sola Germania ne rappresenta da 3.0 a 5.2 GW. Fraunhofer ISI e T&E stimano in 13 GW la capacità di riserva che il V2G potrebbe sostituire nell'intera UE nel 2040; i nostri undici paesi sono su questa traiettoria, e la superano nei mercati a ricarica su strada.

Parte 2. Il lato della domanda oggi: due bacini di valore

Un'auto parcheggiata, collegata e bidirezionale può essere remunerata in due ambiti, che sono mercati diversi con fisiche diverse. Davanti al contatore, il gestore della rete di trasmissione acquista il diritto di richiamare la potenza dell'auto per secondi o minuti, per mantenere la frequenza e ristabilire l'equilibrio: una pura asta di domanda e offerta con un fabbisogno fisso, il cui prezzo è determinato dal fornitore più economico disposto a restare disponibile. Dietro il contatore, l'auto sposta i consumi della famiglia o dell'edificio dalle ore costose a quelle economiche, e il valore è un risparmio in bolletta, limitato da quanta parte della bolletta può essere spostata. Il primo bacino è piccolo e conteso. Il secondo è ampio nell'aggregato e sottile per singola auto. Dimensioniamo entrambi ai prezzi di oggi; la Parte 3 si chiede come si muoveranno i prezzi stessi.

Primo bacino: riserve di frequenza e bilanciamento

Ogni gestore di sistema europeo acquista le stesse tre cose: riserva di contenimento della frequenza (FCR, i primi secondi), riserva di ripristino automatico (aFRR, i minuti successivi) e riserva manuale (mFRR, dal quarto d'ora successivo in poi), oltre ad alcuni prodotti locali. Un'auto può tecnicamente fornire tutti e tre, ma a decidere se ne abbia l'autorizzazione è il regolamento: l'offerta minima, la possibilità di aggregare piccoli asset, l'idoneità di una famiglia dietro un contatore standard e la facoltà per un aggregatore di operare senza il fornitore di energia del cliente. La tabella fotografa la situazione a settembre 2026, sulla base dei documenti dei TSO stessi.

Leggi l'ultima colonna dall'alto in basso e la mappa è chiara. I mercati nordici accettano offerte da 100 kW, aggregano qualsiasi cosa e dieci furgoni danesi vendono FCR-N dal 2016; Fingrid inserisce i gruppi di fornitura aggregati nelle proprie regole di prequalifica e Virta gestisce già colonnine pubbliche nel mercato finlandese FCR-D, solo in ricarica. La Francia ha certificato una flotta di auto aziendali per FCR nel febbraio 2022, la Svizzera ha prequalificato cinquanta Honda per FCR e aFRR, i Paesi Bassi facevano già operare auto nel mercato aFRR di TenneT nel 2019. La Germania dispone di una guida alla prequalifica scritta specificamente per i veicoli elettrici, e il suo varco d'accesso è la misurazione: ogni sito necessita di misurazione a intervalli, che esclude l'utenza domestica a profilo standard cui appartiene la maggior parte dei conducenti. Il varco britannico è lo stesso, ma più stretto: Powerloop ha rilevato che la misurazione a dieci secondi delle colonnine era ben lontana da quanto richiesto dai servizi di frequenza. La Spagna ha riconosciuto l'aggregatore indipendente solo per decreto nel 2026, l'Italia ha iniziato a remunerare FCR soltanto nel giugno 2026, la Grecia ha aggregatori autorizzati e nessuna auto. La Norvegia è pronta sulla carta e ha appena limitato la capacità che i piccoli asset possono prequalificare.

Il prezzo che un megawatt di riserva guadagna è fissato da chi è disposto a restare disponibile al minor costo, e dal 2023 quel soggetto è una batteria. L'FCR-D up svedese ha registrato una media di 127 euros per MW all'ora nel 2022 e di 12 nel 2025; i ricavi ancillari di una batteria svedese sono scesi di circa il 90% tra metà 2023 e inizio 2026, e i TSO nordici hanno contato 670 MW di batterie prequalificate per un prodotto da 550 MW. Il Dynamic Containment britannico pagava 17 pounds al lancio nel 2021 e da 2 a 4 pounds dal 2023, con 7 GW di batterie connesse. La Germania aveva 1.35 GW di batterie prequalificate per FCR al 1 January 2026, 2.3 volte quanto acquista, e Modo prevede che aFRR raggiunga la saturazione entro due o tre anni. La Francia è l'eccezione che lo dimostra: FCR è scesa del 73% dal 2022 al 2024, poi aFRR si è riaperta alle batterie e i ricavi sono rimbalzati, per ora. Ovunque possa arrivare un'auto, un container di celle è arrivato prima, non ha bisogno di un conducente e offre al proprio costo marginale.

Mettete un'auto in quei mercati a condizioni realistiche — offerta da 7 kW, 3 000 ore l'anno collegata con margine di disponibilità, aggregatore che trattiene il 40% — e ai prezzi del 2025 genera da 150 a 350 euro l'anno nella maggior parte d'Europa, fino a circa 680 nelle nicchie dove FCR-N o aFRR pagano ancora: Svezia, Danimarca, Francia, Paesi Bassi. È coerente con quanto viene effettivamente offerto. Elli paga fino a 720 euro nel primo anno per 250 ore al mese, Dreev pagava fino a 20 euro al mese, i furgoni danesi guadagnavano da 1 400 a 1 900 euro l'anno ai prezzi dal 2017 al 2019, prezzi che non esistono più. Le nicchie sono piccole: i pool vanno da 50 a 2 000 MW, vale a dire da diecimila a qualche centinaio di migliaia di auto a piena disponibilità, a fronte di milioni di auto elettriche e di 360 000 Volkswagen predisposte per il V2G nella sola Germania. Riempite un pool e il prezzo finisce dove è finito quello britannico; a 4 euro per MW all'ora un'auto genera circa 50 euro l'anno, meno del costo del suo stesso sistema di misura. È la traiettoria di ogni mercato della flessibilità man mano che matura, e le auto arrivano alla fine della curva, non all'inizio.

Pool due: dietro il contatore

Il caso che apre ogni brochure di wallbox è l'auto di famiglia come batteria domestica. Abbiamo costruito per questo un semplice modello orario. Prendete per ciascun mercato un anno di prezzi day-ahead fino ad agosto 2026, aggiungete l'accisa sull'energia, la tariffa di rete per kilowattora e l'IVA, così da riprodurre un contratto domestico indicizzato allo spot; date alla casa una normale curva di carico con picco serale e, al nord, invernale; e date alla famiglia un'auto da 60 kWh che nei giorni feriali parte alle 07:00, rientra alle 17:00 dopo aver consumato 7 kWh e resta a casa per tutto il weekend. Lasciate poi che un controllore con previsione perfetta decida ogni pomeriggio, quando vengono pubblicati i prezzi del giorno successivo, quando caricare e quando alimentare la casa dall'auto, entro una finestra da 12 a 54 kWh e pagando due centesimi per kilowattora di usura della batteria. Eseguitelo in tre modi: ricarica non appena l'auto viene collegata, ricarica nelle ore più economiche, e ricarica nelle ore più economiche più scarica verso la casa nelle ore più costose. Il secondo passaggio è la ricarica intelligente e non richiede hardware bidirezionale. Il terzo è il V2H, e conta quanto aggiunge al secondo.

La risposta, su undici mercati, è circa 144 euro l'anno, e la sola ricarica intelligente vale più o meno altrettanto. La Gran Bretagna è il caso migliore con 255 euro, perché i suoi prezzi serali sono i più elevati rispetto a quelli notturni; l'Italia il peggiore con 44, perché una curva dei prezzi piatta e una casa piccola non lasciano nulla da spostare. La Gran Bretagna è l'eccezione per la ricarica intelligente: con Octopus Agile, dove il prezzo al dettaglio oscilla con quello all'ingrosso, il semplice spostamento della ricarica dell'auto alle ore economiche vale circa 509 euro, e il passo aggiuntivo della scarica 255. Ovunque, il vincolo è la casa, non la batteria: l'auto ha 40 kWh di margine e il picco serale di una casa europea è tra cinque e dieci kilowattora, ed è tutto ciò che il V2H può sostituire.

Per questa famiglia il solare peggiora le cose, non le migliora. I pannelli producono tra le 10:00 e le 15:00 nei giorni feriali e l'auto è al lavoro; il surplus viene immesso in rete a quanto previsto dal meccanismo di ritiro, e l'unico sole che l'auto riesce mai a immagazzinare è quello del weekend. Con 6 kWp sul tetto, l'incremento del V2H scende a 125 euro in Germania e 118 nei Paesi Bassi; nei Paesi Bassi non vale assolutamente nulla fino alla fine dello scambio sul posto nel 2027, perché fino ad allora ogni kilowattora immesso viene accreditato al prezzo pieno al dettaglio, ossia una batteria perfetta gratuita. La Svezia ha eliminato il credito all'esportazione di 60 öre il 1 gennaio 2026, ed è questo che fa iniziare a convenire lì qualsiasi forma di accumulo domestico.

L'unica cosa che cambia il quadro è che l'auto resti a casa. Eseguite lo stesso modello per una famiglia la cui auto resta in garage tutto il giorno — un pensionato o chi lavora da casa — e l'incremento del V2H raddoppia più o meno: 375 euro in Finlandia, 328 in Francia e 357 in Gran Bretagna; inoltre, il caso con solare diventa positivo perché l'auto è presente a mezzogiorno. Questo è il cliente domestico del V2H: non il pendolare con l'auto aziendale, cioè il cliente che compare nei dati pubblici, ma l'auto che resta parcheggiata.

Il parcheggio: dietro il contatore, su scala

L'altro caso dietro il contatore è l'edificio, ed è migliore. Un ufficio, un hotel o un condominio con parcheggio paga l'elettricità due volte: per kilowattora e per kilowatt del suo massimo prelievo mensile. Elvia addebita a un'impresa di Oslo 31 corone per kW al mese in estate e 74 in inverno, circa 55 euro per kW all'anno; una rete di distribuzione tedesca addebita circa 100-150 euro per kW all'anno in bassa tensione. Questo onere è determinato da un singolo pessimo quarto d'ora, di solito nel primo pomeriggio d'estate, quando i chiller sono accesi e le auto sono ancora tutte in garage.

Cinquanta auto parcheggiate dalle nove alle cinque, ciascuna disposta a restituire 5 kW per un'ora, sottraggono 250 kW a quel quarto d'ora. In Germania valgono da soli 25 000 a 37 000 euro l'anno di oneri di potenza, ovvero 500-750 euro per auto, prima ancora dell'arbitraggio energetico o dell'autoconsumo solare; a Oslo circa 14 000 euro, ovvero 275 per auto. Le auto sono presenti quando si verifica il picco: è questa tutta la differenza rispetto al caso domestico. E il proprietario dell'edificio ha già il contatore, il fusibile e il motivo. Sul lato della ricarica, lo stesso parcheggio assorbe l'eccedenza di mezzogiorno di un tetto fotovoltaico: è normale smart charging e non richiede alcun hardware bidirezionale.

Le criticità sono quelle che i nostri dati pubblici riescono a cogliere. Un parcheggio aziendale si svuota il venerdì, a luglio e a Natale, proprio come mostrano le curve svedesi, e l'onere di potenza è mensile: basta un picco non coperto per pagare l'intero mese. Il proprietario della flotta deve inoltre ottenere il consenso dei conducenti per prelevare energia dalle loro auto: semplice per i veicoli condivisi, un contratto per tutti gli altri. Dove l'edificio possiede le auto, questo è oggi il caso V2X più finanziabile in Europa.

Parte 3. Il lato della domanda di domani: più volatilità, meno inerzia

Due fenomeni stanno investendo contemporaneamente il lato della domanda, e per un'auto tirano in direzioni diverse. Il primo è che l'Europa sta riempiendo le proprie reti di generazione non programmabile. La capacità eolica nell'UE ha raggiunto 246 GW alla fine del 2025 e punta a circa 343 GW entro il 2030; il solare ha superato 406 GW e i piani nazionali arrivano complessivamente a circa 700 GW entro il 2030. La sola Germania prevede 215 GW di solare contro gli attuali 106, la Spagna 76 contro 45, l'Italia 80 contro 41. Il solare produce a mezzogiorno, che qualcuno lo voglia o no: le ore economiche diventano più economiche, le ore di transizione più costose e il divario tra le due — che è l'intera logica del caso dietro il contatore — si allarga. Il secondo è che una rete gestita da inverter ha meno massa rotante, quindi la frequenza si muove più rapidamente dopo un guasto e il gestore di rete ha bisogno di una risposta più rapida, non soltanto maggiore. Dovrebbe essere un bene per una batteria su ruote. Che lo sia davvero dipende da chi altro offre la stessa cosa.

Lo spread è la parte misurabile, e si è già mosso. Il grafico confronta, nel mercato day-ahead, le quattro ore più costose di ogni giorno con le quattro più economiche, e ne calcola la media annua: dal 2019 al 2025 il divario è cresciuto di 7.2× in Norvegia, 5.8× in Grecia, 5.6× in Spagna, 5.0× in Svezia e 4.7× nei Paesi Bassi; e finora il 2026 è l'anno con lo spread più ampio mai registrato, al di fuori del 2022, in sette delle dieci zone. Il 2022 è stato l'anno del gas ed è un'anomalia ovunque; tolto quello, il divario si è allargato ogni anno dal 2023 in tutti i mercati ad alta penetrazione solare: Germania e Paesi Bassi da circa 80 euro a 100 nel 2025 e vicino a 130 nei primi otto mesi del 2026, Spagna da 63 a 103, Francia da 70 a 105, Grecia da 95 a 136. Solo Svezia e Finlandia restano piatte, frenate da idroelettrico e nucleare, mentre il multiplo della Norvegia parte quasi da zero. I prezzi negativi raccontano la stessa storia dal basso: la Germania ha registrato 69 ore sotto zero nel 2022 e 573 nel 2025, i Paesi Bassi 584, la Spagna 556, la SE2 svedese 681, e nell'UE un'ora su venticinque era negativa nel 2024, una su sedici in Francia, Germania, Paesi Bassi e Spagna nel 2025. ACER stima le oscillazioni giornaliere dei prezzi a circa cinque volte il livello del 2020, e Aurora prevede che gli spread orari medi tedeschi aumenteranno di un ulteriore terzo entro il 2030. Le autorità di regolazione ne hanno fatto un obbligo: il JRC stima la flessibilità necessaria al sistema UE nell'11% della domanda odierna e nel 24% nel 2030, ACER ha adottato la metodologia per le valutazioni nazionali del fabbisogno di flessibilità nel luglio 2025 e ogni Stato membro deve ora pubblicarne una; inoltre TenneT afferma che i Paesi Bassi necessitano di 9 GW di batterie di rete entro il 2030 e include 2.2 GW di veicoli elettrici nella capacità flessibile attesa.

Quindi il secondo bacino, quello dell'arbitraggio, cresce con il parco veicoli e con lo spread, e non ha altro tetto che il carico della famiglia stessa. Anche il prezzo di questa flessibilità, però, viene spinto al ribasso dalle stesse batterie: Aurora prevede oltre 80 GW di batterie grid-scale in Europa entro il 2030, contro 17 GW nel 2025, la previsione di Modo per la Germania è di 15.4 GW, ridotta da 18.7 GW per via della concorrenza dei veicoli elettrici. Una batteria in un container è un'auto senza conducente: fa arbitraggio nelle stesse ore, sullo stesso mercato, e ogni gigawatt di capacità appiattisce lo spread su cui avrebbe guadagnato l'auto successiva.

L'inerzia è la componente che più sembra un lavoro da auto e meno probabilmente lo diventerà. La fisica è reale. Uno studio per la Commissione europea colloca la costante di inerzia del sistema continentale sopra i cinque secondi nel 2019 e sotto i tre entro il 2030, e rileva che per mantenere il tasso di variazione della frequenza sotto 1 Hz al secondo dopo una separazione servirebbero circa 300 GW·s di inerzia aggiuntiva nel 2030. Il Project Inertia di ENTSO-E propone una costante di inerzia minima di due secondi per metà del tempo. I TSO nordici progettano la loro riserva per le perturbazioni per 150 GW·s di energia cinetica e segnalano che le ore sotto tale livello aumentano ogni anno dal 2022; la Gran Bretagna ha ridotto la soglia minima di inerzia da 140 a 120 GVA·s e propone 102, risparmiando un quarto di miliardo di sterline l'anno in costi di congestione. Ma guardate come gli operatori acquistano la soluzione. La Gran Bretagna ha contrattualizzato 36 GVA·s di inerzia attraverso i suoi Stability Pathfinders, quasi tutti condensatori sincroni, e aggiunge solo 200 MW di Dynamic Containment. La Germania ha aperto a gennaio 2026 un mercato per la riserva istantanea a 805-889 euro per MW·s all'anno, con inverter grid-forming obbligatori sulle batterie in alta tensione da giugno. Svenska kraftnät acquista 113 MW di riserva di frequenza rapida e ne ha 910 MW prequalificati, e il fabbisogno al 2035 va da quasi zero a due volte e mezzo quello attuale a seconda di quanta capacità nucleare resterà. L'inerzia viene acquistata come asset, una massa rotante o un inverter grid-forming collegato alla rete di trasmissione, non come una risposta che un'auto può offrire sul mercato. Ciò che le auto possono offrire, i prodotti sub-secondo e al secondo, è limitato ed è già sovrasottoscritto di otto volte dalle batterie in Svezia. Il problema della frequenza è reale; il mercato della frequenza per le auto non cresce per questo.

Anche il percorso del pioniere dice la stessa cosa. The Mobility House, fondata a Monaco nel 2009 e sostenuta da Mercedes-Benz, dall'alleanza Renault-Nissan, Mitsui e Mercuria, ha prequalificato una Nissan Leaf per la riserva primaria con Amprion nel 2018 e dichiarato che un'auto poteva guadagnare 500-1 000 euro l'anno. Da allora tutti i suoi prodotti commerciali sono stati tariffe, non riserve: eyond in Germania, ricarica smart con uno sconto di 10 centesimi del valore di circa 400 euro l'anno; Mobilize Power in Francia, lanciato con Renault nell'ottobre 2024, dove l'auto guadagna circa dieci centesimi l'ora quando è collegata e la famiglia risparmia circa 600 euro l'anno; ricarica domestica gratuita in Germania dal 2026 per un'auto collegata al cavo 14 ore al giorno; e il motore di aggregazione dietro l'offerta da 720 euro di Volkswagen. Nel febbraio 2025 il suo amministratore delegato ha affermato che i mercati migliori sono quelli deregolamentati con smart meter e che i Paesi nordici, grazie all'idroelettrico, ne hanno meno bisogno; nell'agosto 2026 ha venduto le attività nordamericane e ha rifocalizzato l'azienda sulle tariffe V2G europee. L'azienda che ha iniziato nella riserva di frequenza guadagna aggregando auto sul mercato all'ingrosso e infragiornaliero, dietro una promessa di prezzo fisso al conducente. È lì che è finito il valore, ed è lì che andranno le auto.

Le previsioni concordano sulla direzione e divergono sulle dimensioni, soprattutto perché prezzano anni diversi. Fraunhofer per Transport & Environment stima fino a 780 euro l'anno per famiglia entro il 2040 in un sistema UE pienamente ottimizzato; VDE colloca la cifra pratica tra 200 e 300; Eurelectric ed EY indicano 450-2 900 per il 2030; l'IEA ha esaminato le offerte attive e si è attestata su diverse centinaia di dollari, tipicamente circa 500; la simulazione tedesca di Agora Verkehrswende rileva un arbitraggio del valore massimo di 500 e avverte che il risultato oscilla di otto volte tra un anno di prezzi 2021 e uno 2022; il trial sul campo BDL con BMW e TenneT ha guadagnato fino a 75 euro per auto nelle negoziazioni effettive. L'unico trial britannico con ricavi da riserva, Sciurus, ha generato 725 sterline per auto nel 2021 dal Dynamic Containment a 64 sterline per kW; oggi quel prodotto paga meno di quattro.

Parte 4. L'offerta incontra la domanda: tre scenari al 2030

Prendete l'offerta dalla Parte 1, i due bacini dalla Parte 2 e le forze dalla Parte 3, e proiettateli in avanti. L'offerta è la flotta idonea connessa alla rete al picco di ciascun Paese nel 2030 secondo la nostra stima, di cui una certa quota partecipa, più le batterie di rete previste dagli analisti. La domanda è il fabbisogno di riserva, aumentato di un fattore di scenario, e il carico domestico spostabile, cresciuto in funzione dello spread. I prezzi seguono la regola insegnata dagli ultimi cinque anni: ancorati al risultato dell'asta 2025, scendono di circa 60% per ogni unità di crescita dell'offerta a costo marginale zero rispetto al fabbisogno, con un minimo di 4 euro per MW all'ora, e risalgono verso il livello pre-batterie se il fabbisogno supera l'offerta. Tre scenari, illustrati nella tabella, delimitano l'incertezza: uno in cui l'intero parco batterie pianificato viene realizzato e la rete richiede poco di più, uno intermedio, e uno in cui volatilità e fabbisogno di riserva crescono rapidamente e le batterie arrivano in ritardo.

Il modello è lo stesso in tutti e tre i casi. Nei sette mercati con un solido parco batterie pianificato — Germania, Gran Bretagna, Francia, Paesi Bassi, Spagna, Italia e Grecia — il bacino delle riserve è al minimo o vicino al minimo entro il 2030 nello scenario base, e la quota di un'auto vale da 6 a 23 euro l'anno. Solo lo scenario volatile, in cui il fabbisogno quasi raddoppia e metà delle batterie non viene costruita, lo porta da 17 a 137. Le sacche sono Norvegia, Svezia, Svizzera e Finlandia, dove le batterie sono poche, soggette a limiti o costose da connettere: lì un'auto guadagna da 137 a 419 nello scenario base e da 317 a 609 se la rete diventa volatile. Questi numeri misurano una barriera regolatoria, non un business: un prezzo norvegese che resta ai livelli del 2025 perché Statnett limita le piccole batterie è un prezzo che una modifica normativa, o un container da 300 MW, può cancellare. Il bacino dell'arbitraggio si muove nella direzione opposta: da 154 a 344 euro per auto fuori dall'Italia nello scenario base, in aumento con lo spread in ogni scenario, ed è l'unica voce che cresce con la flotta invece di essere ripartita fra essa.

Sommando gli undici Paesi, il bacino delle riserve accessibile alle auto vale da 720 a 2332 milioni di euro l'anno nel 2030, di cui le auto prenderebbero da 40 a 356 milioni, mentre il bacino dell'arbitraggio domestico, ai tassi di partecipazione ipotizzati, varrebbe da 120 a 565 milioni. Rispetto ai 24 milioni di auto elettriche che la nostra stima colloca sulle strade europee entro il 2030, la voce riserve è spiccioli e la voce arbitraggio è uno sconto in bolletta. Rispetto ai 16 GW di inverter idonei connessi alla rete al picco, però, entrambi i bacini valgono la pena, perché l'impianto non costa nulla da costruire.

Cosa significa tutto questo

L'Europa ha una batteria distribuita e almeno tre orari. Ad Amsterdam e Oslo entra in servizio alle 18:00 e dorme in strada: perfetto per il picco serale estivo, ma insufficiente per l'ora record invernale della Norvegia. A Stoccolma e Helsinki fa il turno di giorno, quando la rete tocca il picco estivo e non quello invernale. A Zurigo sparisce prima del picco serale, in qualunque stagione. In Germania resta collegata dalla tarda mattinata fino a sera inoltrata a 11 kW, con la più grande flotta capace del continente: ecco perché la Germania ha abolito il doppio onere di rete sull'elettricità reimmessa il 1 January 2026 e perché il suo mercato si apre per primo.

Il valore dell'impianto è un numero più piccolo di ciò che l'impianto è, e le due curve che lo determinano si muovono in direzioni opposte. La curva dell'offerta — auto più batterie — si sposta a destra più rapidamente di quanto possa crescere qualsiasi bisogno di riserva, quindi il prezzo della disponibilità punta al suo minimo ovunque le batterie siano ammesse. Anche la curva della domanda per spostare l'energia nell'arco della giornata, dettata da solare ed eolico, si sposta a destra, ed è quel bacino a sopravvivere: un risparmio in bolletta, qualche centinaio di euro per auto, di più dove l'auto resta a casa e molto di più dove il parcheggio di un edificio incontra il picco dell'edificio. La batteria distribuita non fallisce né sulla tecnologia né sulle tempistiche. È semplicemente arrivata alla fine della curva della frequenza e all'inizio di quella dell'arbitraggio, e il denaro segue la seconda.

Le regole stanno raggiungendo le auto. AFIR richiede ISO 15118-20 sulle nuove infrastrutture AC pubbliche dal 2027, gli operatori nordici accettano offerte da 100 kW, la Germania ha rimosso il doppio onere, la Spagna ha riconosciuto l'aggregatore, l'Italia ha iniziato a remunerare la riserva di frequenza. L'impianto sarà lì quando avranno finito. I nostri dati mostrano dove è parcheggiato e quando; ciò che questo articolo aggiunge è quanto vale quel parcheggio, e per chi.

Sources

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Open-Meteo historical weather API (ERA5)