Projet EVVE : La Première Batterie Virtuelle V2G de 8 MW en Europe

Imaginez une centrale électrique sans infrastructure physique. C'est exactement ce que réalise EVVE : 800 véhicules électriques, équipés de bornes bidirectionnelles, forment un réseau de stockage décentralisé. Quand le réseau électrique a besoin d'énergie (pic de consommation), ces véhicules peuvent réinjecter de l'électricité. À l'inverse, quand la production est excédentaire (surplus éolien ou solaire), ils se rechargent.

DREEV orchestre cette flotte en temps réel via une plateforme d'intelligence artificielle. Chaque véhicule reste totalement disponible pour son propriétaire, qui définit ses contraintes (autonomie minimale, plages horaires) via une application mobile. Le système optimise ensuite automatiquement les cycles de charge et décharge pour maximiser les revenus du propriétaire tout en apportant de la flexibilité au réseau.

Le projet EVVE va au-delà du simple pilotage intelligent de recharge (smart charging). Il s'agit de bidirectionnalité avancée : les véhicules deviennent des actifs énergétiques actifs, capables de stabiliser le réseau et de valoriser économiquement leur batterie durant les périodes d'inactivité.

Un réacteur nucléaire de type palier 900 MW (comme ceux de Paluel ou Gravelines) produit en moyenne 900 MW de puissance installée. Le projet EVVE, avec ses 8,36 MW, représente donc 0,93% de la puissance d'un seul réacteur nucléaire.

Pour relativiser : la France compte 56 réacteurs nucléaires produisant entre 900 et 1450 MW chacun. La puissance nucléaire totale installée est d'environ 61 GW (61000 MW). EVVE représente donc 0,014% de cette capacité nationale. Cela peut sembler dérisoire, mais c'est là toute la force du concept.

L'intérêt du V2G n'est pas de remplacer les centrales, mais de fournir de la flexibilité instantanée. Un réacteur nucléaire met des heures à moduler sa puissance. Les 800 véhicules EVVE peuvent injecter leurs 8 MW en quelques secondes pour lisser un pic de consommation ou absorber un surplus d'énergie renouvelable. C'est de la réactivité pure, pas de la production de base.

Combien de foyers peut-on alimenter avec 8 MW ? Faisons le calcul avec des données réalistes. En France, la consommation électrique moyenne d'un foyer est d'environ 4700 kWh par an, soit environ 0,54 kW en consommation moyenne instantanée continue (4700 kWh ÷ 8760 heures). Toutefois, la puissance de pointe atteinte lors des périodes de forte consommation (hiver, 19h) est bien supérieure.

Avec 8 MW (8000 kW) disponibles instantanément, on peut théoriquement alimenter :

Attention : ces chiffres sont théoriques. En pratique, le projet EVVE n'a pas vocation à alimenter en continu des foyers, mais à fournir des services réseau ponctuels : effacement de pics de consommation, absorption de surplus renouvelables, stabilisation de fréquence. C'est de la flexibilité court terme, pas de l'alimentation en base.

Une éolienne offshore moderne (type Haliade-X de GE ou V236 de Vestas) développe une puissance installée de 12 à 15 MW par unité. Le projet EVVE, avec ses 8,36 MW, équivaut donc à environ 60-70% de la puissance d'une seule éolienne offshore géante.

Différence fondamentale : l'éolienne produit de l'électricité quand le vent souffle (facteur de charge de 40-50% en mer), tandis que le projet EVVE offre une capacité de stockage et de restitution pilotable à la demande. C'est toute la différence entre production intermittente et flexibilité programmable.

DREEV, filiale commune d'EDF et de Nuvve, est le cerveau du projet. Sa plateforme d'intelligence artificielle analyse en continu plusieurs flux de données pour optimiser chaque cycle de charge/décharge :

L'utilisateur reste maître de son véhicule : il définit son autonomie minimale requise (exemple : 70% à 7h pour le trajet domicile-travail), ses plages de disponibilité (branché de 19h à 7h), et ses préférences économiques (priorité aux revenus ou à la préservation batterie). Le système DREEV respecte strictement ces contraintes.

En coulisses, l'algorithme optimise : si le véhicule doit être à 70% à 7h et qu'il est branché à 19h avec 40% de charge, le système calcule le moment optimal pour charger (heures creuses les moins chères) et évalue s'il peut participer à un service réseau (décharge partielle à 18h pendant un pic, recharge immédiate après). Tout est transparent pour l'utilisateur.

Le Fonds d'Innovation de l'Union Européenne soutient le projet EVVE dans le cadre de sa stratégie de décarbonation du secteur des transports. Ce fonds, alimenté par les recettes du système d'échange de quotas d'émission (ETS), finance des technologies innovantes à fort potentiel de réduction des émissions de CO2.

Le montant exact du cofinancement n'est pas publié, mais les projets soutenus par ce fonds bénéficient généralement de subventions couvrant 40 à 60% des coûts d'investissement et de déploiement. L'objectif est de rendre la technologie V2G économiquement viable et de préparer son déploiement à grande échelle.

Condition de financement : le projet doit démontrer son impact carbone mesurable (d'où les 25000 tonnes de CO2 évitées), son potentiel de réplication dans d'autres États membres, et contribuer à la stabilisation des réseaux électriques pour accueillir davantage d'énergies renouvelables intermittentes.

Mécanisme 1 : Optimisation de la recharge aux heures vertes. Grâce à l'orchestration DREEV, les 800 véhicules se rechargent prioritairement quand l'électricité est la plus décarbonée (surplus éolien/solaire, heures de faible demande où le mix électrique est plus vert). En France, le contenu carbone de l'électricité varie de 30 g CO2/kWh (nuit, forte production nucléaire) à 180 g CO2/kWh (pic hivernal 19h avec centrales gaz d'appoint).

Mécanisme 2 : Effacement des centrales thermiques de pointe. Quand les 800 véhicules injectent leurs 8 MW pendant un pic de consommation, ils évitent le démarrage de turbines à gaz (TAC) qui émettent 400-500 g CO2/kWh. Sur une année, ces effacements cumulés représentent l'essentiel des économies carbone du projet.

Mécanisme 3 : Meilleure intégration des renouvelables. En absorbant instantanément les surplus éoliens ou solaires (qui seraient sinon perdus ou exportés), le projet EVVE valorise une production décarbonée qui aurait été gaspillée. C'est de la capture d'énergie verte qui augmente le taux d'autoconsommation des installations renouvelables.

25000 tonnes de CO2, c'est l'équivalent de :

Critique constructive : bien que significatif à l'échelle du projet pilote, cet impact reste modeste comparé aux 400 millions de tonnes de CO2 émises annuellement en France. L'intérêt d'EVVE est surtout de démontrer la viabilité technique et économique du V2G pour préparer un déploiement massif. Si 1 million de véhicules étaient équipés (objectif 2030), l'impact grimperait à 31 millions de tonnes CO2 évitées, soit 8% des émissions nationales.

Le projet EVVE bénéficie d'un soutien financier public massif via le Fonds d'Innovation européen. Ce cofinancement couvre les postes suivants :

Sans ce soutien public, le projet ne serait pas rentable à court terme. L'objectif est de faire baisser les coûts par l'effet d'échelle et de préparer un cadre réglementaire stable pour attirer ensuite les investissements privés. Horizon de rentabilité sans subvention : 2028-2030 selon DREEV.

Les propriétaires de véhicules électriques participant au projet EVVE perçoivent une rémunération mensuelle pour la mise à disposition de leur batterie. Cependant, il est crucial de distinguer deux modes de valorisation très différents qui expliquent les écarts de chiffres souvent constatés.

Transparence batterie : DREEV s'engage contractuellement à limiter l'usure à 2-3% de capacité sur la durée du projet (3 ans), soit l'équivalent de 10000-15000 km de conduite normale. Les cycles V2G sont peu profonds (15-20% de DoD, Depth of Discharge) et optimisés pour préserver la chimie des cellules.

Les retours terrain de DREEV sur ses sites pilotes montrent des revenus réels bien inférieurs aux projections théoriques. Selon les données publiées, les revenus effectifs atteignent jusqu'à 240€/an maximum (soit 20€/mois), même pour les utilisateurs les plus engagés.

Pourquoi cet écart avec les calculs théoriques ? Plusieurs facteurs expliquent la différence :

Exemple recalculé réaliste : un utilisateur "intensif" qui autorise 30 cycles V2G par mois avec 15 kWh injectés génère 450 kWh de flexibilité mensuelle. Avec un prix de revente réel de 0,05-0,06€/kWh (prix de gros moyen), cela donne 22-27€/mois, soit 265-324€/an. Les 240€/an annoncés par DREEV sont donc cohérents avec ces calculs réalistes.

DREEV monétise les services système rendus au réseau électrique en valorisant la flexibilité des 800 véhicules sur plusieurs marchés :

Modèle de répartition : DREEV reverse environ 70% des revenus aux propriétaires de véhicules, conserve 20% pour ses coûts opérationnels (plateforme, maintenance) et partage 10% avec les partenaires (Izivia, constructeurs). Ce modèle évolue selon les retours du pilote.

800 véhicules représentent 0,06% du parc de véhicules électriques français (1,3 million en 2025). Si le projet EVVE atteint ses objectifs de rentabilité et de satisfaction utilisateur, l'ambition est de passer à :

Projection Île-de-France : avec 300000 véhicules électriques immatriculés en 2025, un taux d'équipement de 10% représenterait 30000 véhicules V2G franciliens, soit 150-200 MW de flexibilité localisée. De quoi soulager significativement les contraintes réseau dans les zones denses (Paris intra-muros, La Défense).

Malgré l'intérêt manifeste du V2G, plusieurs obstacles ralentissent son déploiement en France :

Perspectives 2026-2027 : la CRE (Commission de Régulation de l'Énergie) travaille sur un cadre réglementaire V2G simplifié, inspiré du modèle allemand. Objectif : réduire de 50% les délais de raccordement et clarifier la fiscalité. Le projet EVVE sert de référence pour ces travaux.

L'Île-de-France est la région idéale pour déployer massivement le V2G après la phase pilote EVVE. Plusieurs facteurs jouent en sa faveur :

Scénario 2030 ambitieux mais réaliste : 100000 véhicules V2G en Île-de-France (30% du parc VE francilien), soit 500-600 MW de flexibilité décentralisée. Impact : réduction de 20% des pics de consommation hivernaux, absorption de 80% des surplus solaires franciliens, économies de 15-20 millions d'€ en investissements réseau évités.