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« La batterie d'une voiture électrique embarque souvent plus de capacité qu'un pack stationnaire résidentiel. La recharge bidirectionnelle transforme ce stockage roulant en actif énergétique : autoconsommation, secours, et bientôt revenus sur les marchés. Voici la synthèse technique, issue du livre blanc Sigenergy × The Mobility House Energy. »
— Julien, Perma Batteries
Le véhicule électrique change de statut. D’abord perçu comme une charge supplémentaire pour les réseaux — avec des pointes de consommation et des risques d’instabilité — il devient aussi une opportunité. En effet, la recharge V2X (Vehicle-to-Everything) permet de décharger la batterie du véhicule pour alimenter les charges du site, ou pour exporter vers le réseau, tout en préservant le service de mobilité. Cette recharge bidirectionnelle transforme la voiture en stockage roulant, capable de compenser la production variable du solaire et de l’éolien.
Ce dossier synthétise le livre blanc conjoint publié par Sigenergy et The Mobility House Energy, deux acteurs pionniers des déploiements V2G commerciaux. D’abord, nous posons les fondamentaux techniques : modes de contrôle, architectures AC/DC, protocoles. Ensuite, nous analysons les moteurs économiques et les freins réglementaires. Enfin, nous détaillons la solution SIGENERGY EVDC, dont l’architecture à couplage DC redéfinit l’intégration entre photovoltaïque, batterie stationnaire et batterie du véhicule.
Qu'est-ce que la recharge V2X ?
La recharge V2X désigne les systèmes de recharge bidirectionnelle capables de décharger la batterie d'un véhicule électrique vers la maison (V2H), un bâtiment (V2B), une charge externe (V2L) ou le réseau (V2G). Le véhicule devient une source d'énergie pilotable, au même titre qu'une batterie stationnaire, tout en restant disponible pour la mobilité.
Comment le flux d’énergie s’inverse-t-il du véhicule vers le domicile ? Le livre blanc distingue trois modes de contrôle types pour un système de recharge bidirectionnelle. D’abord, le mode îloté (off-grid) pour le secours : la puissance déchargée du véhicule s’ajuste exactement à la charge du site, à la manière d’un groupe électrogène ou d’une batterie domestique. Ensuite, le mode connecté sans injection : la puissance de décharge reste inférieure à la consommation du site, donc aucun export net n’apparaît au compteur principal. Enfin, le mode connecté avec injection : la décharge dépasse la charge locale, et l’excédent part vers le réseau. Le véhicule devient alors une source pilotable pour des services réseau — effacement de pointes (Demand Response), participation à une centrale virtuelle (VPP), voire aux marchés de gros de l’électricité.
Par ailleurs, la logique de contrôle peut être locale — dans la borne elle-même ou via un gestionnaire d’énergie domestique (HEMS) — ou centralisée, côté gestionnaire de réseau de distribution (DSO), agrégateur VPP ou opérateur de bornes (CPO). Les exigences techniques et les normes applicables diffèrent selon le cas d’usage ; pour plusieurs d’entre eux, aucune standardisation n’existe encore.
| Famille | Cas d'usage | Utilisateur cible |
|---|---|---|
| V2H (Vehicle-to-Home) | Optimisation de l'autoconsommation, charge/décharge optimisée sur tarif, mode îloté | Résidentiel |
| V2G (Vehicle-to-Grid) | Trading de gros (intraday, day-ahead), régulation de fréquence, effacement | Résidentiel, entreprise, gestionnaire de flotte |
| V2B (Vehicle-to-Building) | Écrêtage de pointes, gestion de recharge de flotte | Bâtiment tertiaire, flotte |
| V2L / V2V | Alimentation d'une charge externe ou d'un autre véhicule | Usage personnel |
Quel que soit le cas d’usage, la recharge V2X repose sur deux technologies possibles. En V2X AC, la fonction onduleur reste dans le chargeur embarqué du véhicule (OBC). En V2X DC, l’onduleur bidirectionnel se déplace du véhicule vers la borne, qui devient un onduleur stationnaire. Dans les deux cas, le point de départ est identique : le constructeur automobile doit adapter le BMS (gestion de batterie) et l’EVCC (contrôleur de charge) pour autoriser la décharge vers la prise du véhicule.
Chaque approche a ses forces. L’AC réduit le coût matériel de la borne, mais les exigences de grid code sont complexes : la certification réseau doit se faire en couple OBC + borne (solutions propriétaires), l’interopérabilité n’est pas mature, il n’existe pas de grid code standardisé en Europe, et le véhicule peut coûter légèrement plus cher à cause de l’OBC bidirectionnel. À l’inverse, le DC autorise des puissances de charge et de décharge supérieures, une meilleure interopérabilité entre modèles de véhicules et une protection réseau plus simple — au prix d’une électronique de puissance plus coûteuse dans la borne.
| Critère | V2X AC (onduleur embarqué) | V2X DC (onduleur dans la borne) |
|---|---|---|
| Coût matériel de la borne | Plus bas | Nettement plus élevé (électronique de puissance) |
| Puissance de (dé)charge | Limitée par l'OBC | Peut être supérieure |
| Interopérabilité véhicules | Non mature, solutions propriétaires | Supérieure entre modèles d'EV |
| Certification réseau | Couple OBC + borne, pas de grid code UE standardisé | Interconnexion et protection réseau plus simples |
| Connectique | Type 2 (UE), Type 1 / NACS AC (Amérique du Nord) | CCS2 (UE), CCS1 / NACS DC (Amérique du Nord) |
Quelle que soit l'architecture, AC ou DC, la communication véhicule ↔ borne converge vers un même standard : ISO 15118-20. C'est lui qui définit officiellement le transfert de puissance bidirectionnel (BPT).
Côté raccordement, le V2X se comporte comme un onduleur photovoltaïque : il doit respecter les mêmes familles d’exigences d’interconnexion réseau. L’Australie a ouvert la voie : la norme AS/NZS 4777.2 traite spécifiquement des exigences de raccordement des onduleurs, y compris le V2G — première fois que le V2G est soumis à une conformité de « grid code » au sens de l’industrie PV. Ses équivalents sont la VDE-AR-N 4105 en Allemagne (version plus stricte de l’EN 50549), l’EN 50549 dans les autres pays européens et l’UL1741 en Amérique du Nord. Toutefois, ces référentiels ne sont pas interchangeables : les détails techniques diffèrent (qualité de l’énergie, anti-îlotage, contrôle de puissance active/réactive, réponse en tension/fréquence), si bien que des variantes produit spécifiques à chaque marché restent nécessaires.
Côté connectique, CHAdeMO — standard japonais, pionnier du V2H — a été retiré de la plupart des marchés hors Japon. Les autres interfaces (CCS1, CCS2, NACS) sont homologues : elles combinent AC et DC dans un même connecteur et communiquent via la même famille ISO 15118, sur base TCP. Dans cette famille, DIN 70121 et SAE J2847/2 ne sont que des simplifications applicatives d’ISO 15118-2. La véritable rupture est ISO 15118-20 (Gen 2, amendement 1 publié en 2022) : c’est le seul protocole qui définit nativement le transfert de puissance bidirectionnel (BPT), avec deux modes de contrôle (scheduled et dynamic) et une sécurité renforcée — TLS 1.3 avec profil d’authentification mutuelle obligatoire. Son adoption reste plus lente qu’anticipé ; l’amendement 2, attendu en 2026, doit améliorer plusieurs fonctions clés. Certains constructeurs utilisent encore des protocoles propriétaires de décharge via CCS, mais ISO 15118-20 demeure le protocole V2G reconnu par l’industrie, le mieux armé pour dérisquer les opérations de recharge bidirectionnelle.
| Norme | Région | Périmètre | Organisme |
|---|---|---|---|
| UL1741 | USA, Canada | Onduleurs, stockage, V2G (suppléments SA + SB) | UL (USA), CSA (Canada) |
| VDE-AR-N 4105 | Allemagne | Production décentralisée ≤ 30 kW (dont V2G) | VDE / BDEW |
| EN 50549 | Pays européens | Raccordement DER, toutes puissances | CENELEC |
| AS/NZS 4777.2 | Australie, N.-Zélande | Onduleurs réseau ≤ 200 kVA (dont V2G) | Standards Australia |
Le V2X reste aujourd’hui en phase pilote dans de nombreux pays d’Europe, aux États-Unis et en Asie, la plupart des projets visant encore la preuve de concept. Les bénéfices socio-économiques identifiés par ces pilotes sont pourtant nets. D’abord, l’intégration d’une part accrue de renouvelables intermittents. Ensuite, la réduction des pointes de charge aux niveaux transport et distribution, ainsi que des congestions du réseau de distribution. Par ailleurs, le V2H augmente l’autoconsommation photovoltaïque — véritable autoconsommation dynamique — et atténue les pics d’injection solaire indésirables (le fameux « duck curve »). Enfin, les revenus : le V2G peut rapporter davantage que le V2H, car l’énergie réinjectée exploite les opportunités d’arbitrage des marchés de gros. Cette rentabilité dépend des prix day-ahead et intraday et du cadre réglementaire ; or le nombre d’heures à prix négatifs augmente chaque année avec le déploiement des renouvelables, ce qui améliore mécaniquement l’équation économique du V2G.
| Année | Allemagne | Suède | Pays-Bas | Royaume-Uni |
|---|---|---|---|---|
| 2019 | 211 h | 48 h | 89 h | 5 h |
| 2021 | 276 h | 91 h | 158 h | 8 h |
| 2023 | 389 h | 145 h | 255 h | 31 h |
| 2024 (S1) | 240 h | 98 h | 180 h | 22 h |
Face à ces moteurs, trois freins persistent. Le premier est l’adhésion des conducteurs : le revenu potentiel et les économies d’électricité pèsent le plus dans la décision, avec, en regard, la crainte d’une dégradation accélérée de la batterie du véhicule. Le deuxième est réglementaire : règles de marché, spécifications techniques des équipements, structure tarifaire et fiscale du V2G, exigences de grid codes — autant d’éléments qui varient selon les pays et peuvent jouer en frein comme en moteur. À ce titre, l’ACER a proposé en 2023 un amendement des grid codes européens ; son entrée en vigueur est attendue en 2025-2026, pour une application harmonisée aux véhicules et bornes à l’horizon 2028-2029. Le troisième frein est l’interopérabilité : les véhicules compatibles ISO 15118-20 commencent seulement à arriver, et plusieurs constructeurs conservent des protocoles propriétaires qui restreignent le matériel compatible. L’offre de véhicules V2X reste d’ailleurs limitée sur tous les marchés : quelques modèles annoncés ou disponibles en Europe (Renault 5 E-Tech en V2L/V2H avec V2G annoncé, par exemple), et un Tesla Cybertruck limité au V2L/V2H aux États-Unis.
Le tarif d’électricité traditionnel — simple, lissé, sans risque — n’est plus adapté dès qu’un véhicule électrique entre dans le foyer : la consommation bondit, souvent au pire moment pour le réseau, et la plupart des tarifs classiques ignorent la notion de réinjection. Or le véhicule a une singularité : sa consommation peut être déplacée dans le temps et modulée en puissance. Le smart charging automatise cet alignement sur les besoins du réseau — charger quand les prix de gros sont négatifs, décharger quand ils s’envolent. Le propriétaire averti doit donc souscrire un tarif dynamique qui reflète le bénéfice de charger au bon moment : du pur pass-through indexé sur le marché de gros jusqu’aux offres avancées qui, couplées à un système de contrôle ou à une agrégation, captent l’upside tout en plafonnant le risque.
Reste un obstacle d’échelle : un seul véhicule V2G, avec ses quelques dizaines de kW, reste sous la taille minimale d’ordre de la plupart des marchés d’électricité — et son conducteur va et vient librement. La réponse est l’agrégation : combinés, des milliers de véhicules forment un portefeuille capable de participer aux marchés et aux mécanismes d’équilibrage, plus prévisible que n’importe quel conducteur isolé. Cette couche technologique exige une plateforme logicielle avancée, de l’analyse de données et du trading algorithmique court terme. The Mobility House Energy, partenaire du livre blanc, exploite ainsi ses technologies FlexibilityAggregator et FlexibilityTrader ; en 2024, l’entreprise a lancé avec Mobilize (Groupe Renault) le premier produit V2G commercial au monde, en France, et vise plus de 1 GW de capacité flexible tradée d’ici 2026.
Le module de recharge bidirectionnelle DC SIGENERGY EVDC s’intègre nativement au système SigenStor grâce à une architecture à couplage DC : photovoltaïque, batterie stationnaire et batterie du véhicule partagent le même bus continu breveté. Premier bénéfice, le rendement : la réduction du nombre d’étages de conversion permet de transférer directement le surplus solaire vers la batterie du véhicule — une énergie 100 % renouvelable — puis de restituer la nuit l’énergie des batteries (véhicule ou stationnaire) vers les charges du foyer, réduisant la facture d’électricité.
Deuxième bénéfice, l’interconnexion réseau simplifiée. L’EVDC s’appuie sur l’onduleur (Energy Controller AC/DC) déjà présent dans le système pour réinjecter l’énergie du véhicule vers le réseau ou les charges. La solution répond aux exigences de certification grid code à l’échelle mondiale, ce qui abaisse le seuil technique d’entrée du V2G et facilite la participation aux marchés. Troisième bénéfice, l’ouverture VPP : les interfaces EMS et VPP intégrées permettent aux batteries des véhicules de participer directement aux services VPP régionaux ou nationaux et aux services système des gestionnaires de réseau — exactement comme un stockage stationnaire ou une centrale PV.
S’y ajoutent trois fonctions différenciantes. La priorisation des flux : via l’application Sigen ou les interfaces distantes, l’utilisateur définit priorités et limites de puissance entre PV, stockage et véhicule, pour une gestion fine adaptée aux usages de chaque pays. Le boost de charge rapide : en zone contrainte, le système combine PV et batterie stationnaire à un apport réseau minimal pour délivrer jusqu’à 25 kW de charge rapide à domicile — une extension virtuelle de puissance, complétée par la programmation heures creuses. Enfin, le black start natif : contrairement aux chargeurs bidirectionnels CCS classiques, qui en sont dépourvus, l’EVDC s’appuie sur le PV et le stockage intégrés pour redémarrer le système en cas de panne réseau, sans équipement externe additionnel — le secours V2G du domicile reste donc ininterrompu.
Côté modularité, l’architecture à empilage rapide associe l’EVDC aux différentes variantes de PCS pour s’adapter aux niveaux de tension de chaque pays, avec une conformité aux standards de charge mondiaux (CCS1, CCS2, NACS).
| Fiche technique — système SIGENERGY EVDC | |
|---|---|
| Energy Controller | 3,8–11,5 kW (split phase) · 3–12 kW (monophasé) · 5–30 kW (triphasé) |
| Charge bidirectionnelle | 12,5 kW ou 25 kW |
| Interfaces de charge | CCS1 · NACS · CCS2 |
| Modules batterie Sigen | 6,0 ou 10,0 kWh · jusqu'à 6 batteries · 54,24 kWh max (hors module V2X) |
| Fonctions système | EMS intégré · interface VPP · black start natif · priorisation PV / batterie / véhicule |
Moins d'étages de conversion, une certification réseau portée par l'onduleur existant, un black start natif et une interface VPP prête à l'emploi : l'EVDC lève simultanément les principaux verrous techniques (rendement, grid code, secours, marché) que les solutions V2G conventionnelles traitent séparément.
Concrètement, le système propose six modes de contrôle. En charge rapide, l’énergie PV et celle de la batterie stationnaire s’ajoutent à l’apport réseau pour maximiser la puissance de charge à domicile, avec un soutirage réseau réduit. En charge sur surplus PV, le solaire alimente en priorité les charges du logement, puis l’excédent bascule vers la batterie du véhicule via le lien DC interne ; par faible ensoleillement, la batterie stationnaire vient compléter le PV. La charge programmée se règle depuis l’application Sigen : la charge démarre automatiquement à l’ouverture de la plage heures creuses, idéale la nuit.
Viennent ensuite les modes bidirectionnels. En V2H îloté, lors d’une coupure réseau, l’utilisateur redémarre le système (black start) et alimente durablement les charges du foyer depuis la batterie du véhicule, comme avec un groupe électrogène — l’indépendance énergétique du domicile. En V2H connecté, sans équipement additionnel, le véhicule alimente les charges du logement en restant sous le seuil d’injection. Enfin, en mode V2G, le système injecte vers le réseau, avec ou sans intégration du PV et de la batterie stationnaire : la batterie du véhicule participe alors aux services VPP, à l’équilibrage et aux marchés de flexibilité ou de négoce d’électricité.
Le V2H (Vehicle-to-Home) décharge la batterie du véhicule vers les charges du logement, sans injection nette au compteur. Le V2G (Vehicle-to-Grid) va plus loin : la décharge dépasse la consommation locale et l’excédent est injecté au réseau, ouvrant l’accès aux services système, aux VPP et aux marchés de l’électricité — avec des revenus potentiellement supérieurs au V2H.
Oui, en mode îloté (V2H de secours), à condition que le système sache redémarrer hors réseau. Les chargeurs bidirectionnels CCS conventionnels ne disposent pas de cette fonction black start ; le SIGENERGY EVDC l’intègre nativement en s’appuyant sur le PV et la batterie stationnaire, sans équipement externe.
ISO 15118-20. C’est le seul standard qui définit nativement le transfert de puissance bidirectionnel (BPT), avec deux modes de contrôle (scheduled et dynamic) et TLS 1.3 obligatoire en authentification mutuelle. Son adoption reste plus lente qu’anticipé ; l’amendement 2 est attendu en 2026.
L’offre reste limitée sur tous les marchés. En Europe, plusieurs modèles sont disponibles ou annoncés pour des applications V2X spécifiques — la Renault 5 E-Tech, par exemple, en V2L et V2H avec V2G annoncé. Aux États-Unis, Tesla a mis en œuvre le V2L et le V2H sur le Cybertruck, sans calendrier clair pour d’autres modèles ou pour l’Europe.
Le module propose 12,5 kW ou 25 kW de charge bidirectionnelle DC, avec interfaces CCS1, NACS et CCS2. En mode boost, le système combine PV, batterie stationnaire et un apport réseau minimal pour atteindre 25 kW de charge rapide à domicile.
Parce que le V2G vit d’arbitrage : charger quand l’électricité ne coûte rien — voire rapporte — et décharger quand les prix s’envolent. Or les heures à prix négatifs augmentent chaque année : en Allemagne, de 211 heures en 2019 à 389 heures en 2023. Plus ces heures se multiplient, plus l’écart de prix exploitable s’élargit.
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