Enzo Paepegaey

La montée en puissance des véhicules électriques (VE) bouleverse profondément les réseaux électriques locaux. Longtemps perçus comme de simples consommateurs d’énergie, les VE sont désormais au cœur de solutions capables de renforcer la flexibilité et la résilience du système électrique. Smart charging, stockage et Vehicle-to-Grid (V2G) dessinent un nouveau paradigme : celui d’une mobilité électrique intégrée, capable non seulement de s’adapter au réseau, mais aussi de le soutenir activement.

Des réseaux locaux sous pression

La massification des véhicules électriques est un véritable défi inédit pour les réseaux de distribution, en particulier à l’échelle locale. Contrairement aux grandes infrastructures de transport d’électricité, les réseaux basse tension n’ont absolument pas été conçus pour absorber des appels de puissance simultanés et concentrés dans le temps. Or, la recharge des VE s’effectue majoritairement en fin de journée, au moment où les ménages rentrent chez eux, cumulant chauffage, éclairage et usages domestiques classiques.

Dans certains quartiers résidentiels, cette simultanéité peut conduire à un quasi-doublement de la puissance appelée, provoquant des congestions locales, voire des risques de surcharge. En Europe, et en France en particulier, ces tensions sont aggravées par le vieillissement des infrastructures. Et oui, près de 40 % des lignes de distribution ont plus de quarante ans. À cela s’ajoutent de fortes disparités territoriales, entre zones bien maillées et territoires plus fragiles, notamment en périphérie des grandes agglomérations.

Intermittence des renouvelables et pics saisonniers

Les difficultés ne se limitent pas simplement à la recharge des véhicules. Elles s’inscrivent dans un contexte énergétique plus large, marqué par l’essor des énergies renouvelables intermittentes. La production solaire et éolienne, par nature variable, peut créer des décalages importants entre l’offre et la demande, particulièrement en hiver, logiquement, lorsque la consommation augmente et que la production solaire diminue.

Aujourd’hui, pour maintenir l’équilibre du système, les gestionnaires de réseau recourent encore largement à des solutions coûteuses et pas vraiment optimales : importations d’électricité, activation de centrales de pointe ou, dans les cas extrêmes, délestages ciblés. Sans nouvelles formes de flexibilité, l’électrification massive de la mobilité risquerait ainsi d’imposer des investissements lourds dans le renforcement des réseaux avec des coûts répercutés sur les usagers.

Le smart charging, première brique intelligente

Face à ces multiples contraintes, le smart charging apparaît comme une réponse pragmatique et rapidement déployable. Le principe est simple, adapter la recharge des véhicules électriques en fonction de l’état du réseau, des signaux tarifaires et de la disponibilité de l’électricité, sans dégrader l’expérience utilisateur. Concrètement, le véhicule reste branché, mais la puissance et le moment de recharge sont modulés automatiquement. Cette recharge pilotée permet de lisser la demande, en décalant les charges vers les heures creuses ou encore les périodes de forte production renouvelable. Elle peut s’appuyer sur des tarifs dynamiques, incitant financièrement les conducteurs à recharger au “bon” moment, ou sur des mécanismes automatisés gérés par les opérateurs de recharge et les gestionnaires de réseau de distribution (DSO).

Au-delà de l’optimisation individuelle, le smart charging ouvre la voie à une gestion beaucoup plus fine des réseaux locaux. Grâce aux données en temps réel, les DSO gagnent en visibilité sur les flux d’électricité. Et cela leur permet d’anticiper les congestions et de piloter la recharge à l’échelle d’un quartier, d’un parking d’entreprise ou d’un ensemble résidentiel. Couplé à des microgrids, intégrant production locale et stockage, le smart charging est clairement en passe de devenir un outil clé de la transition énergétique. Il réduit le besoin d’extensions coûteuses du réseau et favorise une approche décentralisée, plus résiliente. Pour les collectivités comme pour les entreprises, c’est aussi un moyen de maîtriser les coûts tout en accélérant l’intégration des véhicules électriques dans le même temps.

Le V2G : quand les voitures deviennent des batteries

Le Vehicle-to-Grid (V2G) franchit une étape supplémentaire en transformant les véhicules électriques en véritables actifs énergétiques. Le constat est parlant, une voiture reste stationnée environ 95 % du temps. Sa batterie représente donc un potentiel de stockage considérable. Le V2G repose sur une recharge bidirectionnelle. Les véhicules se chargent lorsque l’électricité est abondante et peu chère, notamment lors des pics de production solaire ou éolienne, puis restituent une partie de cette énergie au réseau lors des périodes de forte demande. À l’échelle européenne, ce stockage virtuel pourrait représenter jusqu’à 114 TWh d’ici 2030, soit environ 4 % de la consommation électrique du continent.

Pour le système électrique, il offre une flexibilité précieuse, capable de stabiliser la fréquence et de réduire le recours aux moyens de production carbonés de pointe. Les études estiment que cette flexibilité pourrait permettre d’économiser jusqu’à 4 milliards d’euros par an en investissements réseau. Pour les utilisateurs de VE, le modèle est tout aussi attractif en mettant leur batterie à disposition du réseau. Ils deviennent des “prosumers”, à la fois consommateurs et producteurs d’énergie. Les expérimentations montrent par ailleurs que ces cycles contrôlés peuvent contribuer à prolonger la durée de vie des batteries, en évitant les charges rapides répétées.

Des projets pilotes concrets en France et en Europe

En France, le projet Flexitanie, lancé en Occitanie, fait figure de référence. Depuis 2020, EDF et sa filiale DREEV y agrègent des centaines de véhicules électriques, représentant plus de 8 MW de stockage virtuel. L’objectif est d’intégrer les énergies renouvelables locales tout en soulageant le réseau lors des pics de consommation. En Europe du Nord, l’opérateur Virta teste des bornes V2G à Helsinki, capables d’alimenter des charges classiques à partir des batteries des VE. Une approche particulièrement pertinente dans les pays soumis aux fortes pointes hivernales. En France, Enedis accompagne également le déploiement du smart charging, tandis qu’EDF multiplie les partenariats avec des constructeurs et des collectivités pour concevoir des quartiers électriques flexibles.

Malgré ces avancées, le passage à l’échelle reste conditionné à l’évolution des cadres réglementaires. Les marchés de la flexibilité, les tarifs de capacité et la reconnaissance du rôle des batteries mobiles doivent encore être harmonisés à l’échelle européenne. Des expérimentations de smart grids servent aujourd’hui de laboratoires pour tester ces nouveaux modèles économiques et techniques. La standardisation des bornes bidirectionnelles, l’interopérabilité des systèmes et la cybersécurité constituent, eux aussi, bien entendu, des enjeux majeurs. Mais la dynamique est enclenchée, portée à la fois par les gestionnaires de réseau, les énergéticiens et les acteurs de la mobilité.

*Crédit photo : Logo dreev – groupe EDF*

Vers des réseaux locaux plus résilients à l’horizon 2030

D’ici 2030, le V2G pourrait théoriquement alimenter l’équivalent de 30 millions de foyers européens, transformant profondément le rôle des réseaux locaux. La mobilité électrique ne serait plus perçue comme une contrainte, mais comme une opportunité stratégique pour accélérer la transition énergétique. Une chose est claire : l’avenir du véhicule électrique se joue aussi sur sa capacité à s’intégrer intelligemment dans le système énergétique. Smart charging et V2G incarnent cette nouvelle étape, où la voiture devient un maillon actif d’un réseau plus flexible, plus sobre et plus résilient.

Sources : edf.fr – edsoforsmartgrids.eu – enedis.fr – izi-by-edf.fr

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