Afnor rapport vehicules_rechargeables_et_reseaux_electriques_12-2016

Source : Groupe de coordination stratégique
« Véhicules décarbonés et électro-mobilité » - AFNOR
Animateurs : Paul Codani (Groupe PSA) et François Colet (VEDECOM)
Secrétariat AFNOR : Odile Caillat-Magnabosco
Décembre 2016
Rapport
LES RECOMMANDATIONS
POUR UNE INTÉGRATION
DES VÉHICULES
RECHARGEABLES
DANS LES RÉSEAUX
ÉLECTRIQUES
LA NORMALISATION,
un des OUTILS STRATÉGIQUES
pour la RECHARGE INTELLIGENTE
DU VÉHICULE ÉLECTRIQUE

2 AFNOR NORMALISATION
Rapport Recharge intelligente du véhicule électrique
GROUPE DE TRAVAIL
« INTÉGRATION
DES VÉHICULES
RECHARGEABLES
DANS LES RÉSEAUX
ÉLECTRIQUES »
Animateurs : Paul Codani (Groupe PSA) et François Colet (VEDECOM)
Secrétariat : Odile Caillat-Magnabosco (AFNOR)
Participants :
Marc Chevreau (France Craft)
Igor Demay (Groupe PSA)
Bruno Dobrowolski (Enedis)
Daniel Dumouchel (Legrand)
Philippe Dupuy (Renault SAS)
Stéphane Mazzoni (EDF)
Emmanuel Neau (RTE)
Claude Ricaud (Schneider-Electric)

3AFNOR NORMALISATION
CONTEXTE
Le Groupe de Coordination Stratégique « Véhicules décarbonés et électro-mobilité » (GCSVDEM)
a été mandaté par le Comité Stratégique Transport et Logistique (CoS-TL) pour préparer une
feuille de route sur l’intégration du véhicule rechargeable dans les réseaux d’électricité intelligents
(smart grids). Une vision française de la recharge intelligente partagée par les acteurs industriels,
construite dans une perspective européenne, doit favoriser le déploiement d’une infrastructure de
recharge permettant une meilleure utilisation des réseaux électriques. L’objectif de ce document
est de présenter les enjeux de la recharge intelligente et de proposer une feuille de route de déploie-
ment de solutions qui tiennent compte des besoins de l’usager, de l’acceptabilité par les différents
acteurs et des réalités économiques.
RÉSUMÉ
Lors d’une charge/décharge intelligente, un véhicule rechargeable (VR) - tout électrique ou hy-
bride-rechargeable - raccordé au réseau peut moduler sa puissance de charge et potentiellement
réinjecter de l’énergie dans le réseau. À mesure que le parc de véhicules rechargeables se déve-
loppe, cette modulation va devenir essentielle pour éviter de créer ou aggraver des contraintes sur
le réseau électrique, localement comme au niveau national. Par exemple, un million de véhicules
se chargeant simultanément à 7 kW créeraient une pointe supplémentaire de plus de 7 GW, soit
5.8% de la puissance installée en France. Cette modulation permettrait de plus d’augmenter signi-
ficativement l’utilisation d’une électricité d’origine renouvelable, favorisant ainsi une vraie mobilité
décarbonée. Plusieurs objectifs peuvent être poursuivis : recharge à moindre coût, support du
réseau électrique local ou public, utilisation optimisée de la production renouvelable. Il existe de
nombreux domaines d’application, qui peuvent être classés en 4 catégories : recharge en résidentiel
individuel, en entreprise pour les flottes, en résidentiel collectif et en espace public. Les solutions
de référence diffèrent selon plusieurs critères : le lieu de la recharge, le nombre de véhicules consi-
dérés, les niveaux de communication nécessaires, la diversité des acteurs impliqués, la stratégie de
contrôle des phases de charge/décharge des véhicules, la nature du ou des propriétaire(s) des véhi-
cules... Dans tous les cas, le véhicule devient alors une brique élémentaire des réseaux électriques
intelligents, notamment parce qu’il constitue une capacité de stockage à coût marginal faible en
complément des solutions de stockage stationnaire. Le déploiement des solutions se fera progres-
sivement ; les étapes envisagées sont détaillées section 9. Les principales recommandations faites
sont résumées en section 10.

SYNTHÈSE DU RAPPORT................................................................................ 7
SIGLES ET ACRONYMES................................................................................ 11
1 DÉFINITION DE LA CHARGE/DÉCHARGE INTELLIGENTE...................... 13
2 ENJEUX DE LA CHARGE/DÉCHARGE INTELLIGENTE............................ 17
3 DOMAINES D’APPLICATION ET SOLUTIONS DE RÉFÉRENCE............... 19
3.1 Résidentiel individuel...............................................................................20
3.2 Flotte d’entreprise.....................................................................................21
3.3 Résidentiel collectif...................................................................................22
3.4 Espace public.............................................................................................23
3.5 Solutions de référence..............................................................................23
4 DESCRIPTION DES ACTEURS.................................................................. 25
5 IMPACT D’UNE RECHARGE NON CONTRÔLÉE SUR LES RÉSEAUX
ÉLECTRIQUES......................................................................................... 29
6 MODÈLES ÉCONOMIQUES.................................................................... 31
7 ANALYSE DES PROJETS DE RECHERCHE............................................... 35
8 NORMES ET NORMALISATION : SITUATION ET PRÉCONISATIONS...... 37
9 FEUILLE DE ROUTE DE DÉPLOIEMENT DES SOLUTIONS
DANS LE TEMPS..................................................................................... 39
10 RECOMMANDATIONS........................................................................... 41
SOMMAIRE
SOMMAIRE

11 ANNEXES................................................................................................ 45
A Description détaillée des modèles d’affaire............................................46
A.1 Les services................................................................................................................... 46
A.1.1 Pour l’utilisateur particulier du VR (domaine d’application résidentiel individuel).. 46
A.1.2 Pour l’utilisateur particulier du VR (domaine d’application résidentiel collectif)..... 47
A.1.3 Pour le gestionnaire d’un site tertiaire/industriel.................................................. 47
A.1.4 Pour un gestionnaire de flotte multi-site............................................................. 47
A.1.5 Pour un responsable d’équilibre et un fournisseur............................................... 47
A.1.6 Pour un gestionnaire de réseau de distribution.................................................... 48
A.1.7 Pour un gestionnaire de réseau de transport....................................................... 48
A.1.8 Focus sur les services réseaux.............................................................................. 49
A.2 Représentation schématique des solutions de référence 3.a et 3.b........................ 50
B Détail du calcul des modèles économiques :...........................................51
C Réglementation et normes.......................................................................52
C.1 Réglementation en vigueur ...................................................................................... 52
C.2 Normes existantes ...................................................................................................... 52
C.3 Standards de consortium et référentiels privés existants :....................................... 53
C.4 Normes en cours d’élaboration :................................................................................ 54
D Interviews..................................................................................................55
D.1 Interview de Maxime Pasquier, Ingénieur Service Transports et Mobilité
à l’Agence de l’Environnement et de la Maitrise de l’Energie (ADEME), en charge
des thématiques Véhicules électriques et hybrides, Infrastructures de recharge,
Electromobilité............................................................................................................ 55
D.2 Interview du préfet Francis Vuibert, chef de projet du plan industriel Bornes
électriques de recharge.............................................................................................. 59
D.3 Interview d’Adrien Tchang-Minh, chargé de mission environnement
à l’associationConsommation Logement et Cadre de Vie (CLCV)............................ 63
D.4 Interview de la Confédération Nationale du Logement (CNL)............................... 67
D.5 Interview de M. Bruno Chevalier, Responsable technique pour le déploiement
d’infrastructures de véhicules électriques à La Poste............................................... 72
D.6 Interview de Pascal Houssard, Directeur Général du Syndicat d’Energie
de Vendée (SyDEV)...................................................................................................... 79
E Projets de recherche du domaine............................................................88
E.1 ECO2CHARGE.............................................................................................................. 89
E.2 ELVIIS – Electric Vehicle Intelligent Infrastructure.................................................... 90
E.3 Grid-On-Wheels........................................................................................................... 94
E.4 Grid For Vehicles......................................................................................................... 96
E.5 Powerup.................................................................................................................... 103
E.6 Yokohama Smart City Project - Yscp........................................................................ 106
E.7 Bienvenu.................................................................................................................... 109
E.8 Nikola......................................................................................................................... 111
E.9 Smart Grid Vendee.................................................................................................... 116
E.10 Euref Micro Smart Grid............................................................................................. 119
E.11 M-Tech Labo: Factory Energy Management With V2b Imev.............................. 121
E.12 Plangridev.................................................................................................................. 123
SOMMAIRE

SYNTHÈSE DU RAPPORT
SYNTHÈSE
DU RAPPORT
INTÉGRATION DES VÉHICULES
RECHARGEABLES DANS LES RÉSEAUX
ÉLECTRIQUES : L’APPORT PRÉCIEUX
DE LA NORMALISATION VOLONTAIRE
Avec le développement des véhicules électriques, de nouveaux services apparaissent pour minimi-
ser les contraintes que des charges massives et simultanées feraient peser sur le réseau, et utiliser
leur capacité de stockage d’énergie quand ils sont inutilisés. Ces outils et technologies sont regrou-
pés sous le vocable de « smart charging » (charge/décharge intelligente), qu’on peut voir comme
une brique des « smart grids » (réseaux intelligents).
Ces services intéressent aussi bien les particuliers que les responsables de flottes dans le monde de
l’entreprise ou les gestionnaires de parcs immobiliers. La normalisation se positionne en facilita-
teur de solutions. Protocoles de communication entre les véhicules, bornes de recharge et réseau,
sécurité électrique de la charge, modèles de prises et modes de charge… Les normes volontaires
constituent un allié de poids.
Charge/décharge intelligente : de quoi parle-t-on ?
Avec le développement attendu des véhicules rechargeables, qu’ils soient 100 % électriques ou
hybrides rechargeables (connus également sous le nom anglophone de « plug-in hybrid »), le besoin
d’énergie va peser de plus en plus sur le réseau électrique.
Aujourd’hui, le parc de véhicules rechargeables, composé principalement de véhicules électriques,
compte environ 100 000 unités (source AVERE), mais si l’on suit l’hypothèse tablant sur un mil-
lion de véhicules en circulation à moyen terme en France (soit 3 % du parc roulant), cela génèrerait
un appel de puissance de 7 GW s’ils se rechargeaient tous en même temps sur le réseau, soit près
de 6 % de la puissance installée en France.

7
Il faut donc trouver des solutions pour que le développement des véhicules rechargeables ne fasse
pas peser sur le réseau le risque de manquer de puissance, en particulier de puissance de pointe si
tous venaient à se charger en même temps.
Comme les autres usagers de la route, les conducteurs de véhicules rechargeables utilisent leur vé-
hicule en moyenne 6 heures par semaine, soit 4 % du temps. Sur les 96 % restants, ces véhicules
sont donc passifs : leur batterie n’est pas utilisée. Ils peuvent donc demeurer connectés au réseau
électrique, pour – si besoin - restituer leur énergie en tant que source d’électricité décentralisée, afin
de favoriser d’autres usages. Et se recharger, ensuite, à un moment plus opportun.
Pour cela, le véhicule et le réseau doivent communiquer entre eux grâce à des protocoles d’infor-
mations normalisés. Avec une contrainte cependant : afin de permettre tout déplacement inopiné,
il est impératif de garantir à l’utilisateur du véhicule un état de charge minimum, estimé à 20 à 30
% de la capacité de stockage.
Charge/décharge intelligente : quels bénéfices ?
Le déploiement de cycles de charge/décharge intelligents revêt plusieurs enjeux :
Écologique. Comme le secteur des transports est quasi-exclusivement dépendant du pé-
trole, les véhicules rechargeables peuvent permettre de diversifier les sources d’énergie. En
faisant en sorte que les périodes de charge surviennent aux moments où le mix énergétique
est faiblement carboné, notamment grâce aux énergies renouvelables, le bilan environnemen-
tal s’améliore grandement. Par ailleurs, grâce à sa batterie, le véhicule peut être vu comme
une unité de stockage décentralisée, de nature à absorber les excès de production d’électricité
verte (aux heures de grand vent, par exemple, face à une demande atone), pour la restituer au
réseau plus tard.
Économique. Tous les acteurs de la chaîne sont gagnants : en mettant à disposition du
réseau – pour des usages distants - la batterie de son véhicule lorsqu’il ne s’en sert pas, le
conducteur utilisateur voit son coût total de possession diminuer. Les acteurs de la produc-
tion et de la distribution électrique, eux, peuvent lisser les pics de consommation, en pilo-
tant les cycles de charge/décharge par signal tarifaire et en aménageant des plages horaires
attractives.
Charge/décharge intelligente : les acteurs concernés
Plusieurs acteurs entrent dans le processus de charge / décharge intelligente :
le constructeur automobile. Son rôle premier est de produire les véhicules et commerciali-
ser la batterie, mais il peut aussi être fournisseur de services de mobilité ;
l’utilisateur de voitures rechargeables qui souscrit à ces services de mobilité accède à des
services comme la localisation des bornes de recharge, leur réservation, etc. ;
les véhicules rechargeables sont branchés au réseau électrique pour recevoir une charge ou
exécuter une décharge via des bornes, installées et gérées par des opérateurs d’infrastruc-
tures de recharge ;
l’électricité utilisée pour la charge est produite et commercialisée par un fournisseur
d’énergie ;

elle est acheminée au point de consommation par le gestionnaire de réseau de transport, qui
doit assurer en permanence l’équilibre entre la production et la consommation sur le réseau, puis
par un gestionnaire de réseau de distribution. Celui-ci doit contrôler les surcharges locales au
niveau des postes sources et les niveaux de tension sur les réseaux basse tension ;
enfin, un opérateur d’efficacité énergétique a la responsabilité d’optimiser les profils de
charge/décharge des véhicules. Sa mission est double : il doit gérer en temps réel les cycles de
charge/décharge, les moduler et les programmer en fonction des appels de puissance sur le
réseau.
Charge/décharge intelligente :
quatre configurations différentes
Le groupe de travail a répertorié quatre configurations qui se prêtent à la réalisation de cycles de
charge/décharge, en fonctionnement soit unidirectionnel (charge uniquement), soit bidirectionnel
(charge et décharge).
En maison individuelle :
Le véhicule communique avec l’outil de pilotage énergétique de la maison pour réduire la facture
d’énergie et recourir en priorité à l’énergie produite localement, si la maison dispose par exemple
de panneaux solaires.
En entreprise :
Un cas de figure qui s’annonce plus facile à gérer, car le bénéficiaire, que ce soit l’entreprise elle-
même ou le propriétaire de la flotte des véhicules si celle-ci est louée, est clairement identifié,
tout comme l’usage des véhicules. L’entreprise peut déléguer l’exploitation des infrastructures de
recharge à un opérateur dédié.
En résidentiel collectif (immeubles, copropriétés, etc.) :
Le principe est sensiblement le même qu’en entreprise, mais la gestion s’annonce plus compliquée,
car les véhicules ont des profils d’usage différents. Il y a lieu de faire intervenir des acteurs supplé-
mentaires. En premier lieu, un opérateur d’infrastructures de recharge qui installe les bornes et un
opérateur de GTB (gestion technique du bâtiment) qui distribue les services aux utilisateurs des
véhicules.
Dans l’espace public :
Les bornes mises à disposition servent à deux types de recharge : la recharge courte pour récupérer
de l’autonomie rapidement, et la recharge de nuit pour les utilisateurs qui ne disposent pas de par-
king privé. À noter qu’aujourd’hui, seule une charge sur dix s’effectue à l’aide d’une borne installée
dans l’espace public.

Les 9 recommandations du groupe de travail AFNOR
Pour déployer l’intelligence requise dans le modèle du « smart charging » dans un souci
d’interopérabilité et de partage par le plus grand nombre, la norme volontaire semble être un
outil de choix. En l’espèce, le groupe de travail AFNOR formule neuf recommandations :
mettre en place des solutions de charge intelligente pour limiter les appels de puissance ;
travailler les modèles d’affaire et les offres tarifaires des opérateurs ;
définir une qualité de service et maximiser la simplicité d’utilisation ;
développer des véhicules capables de communiquer avec des bornes qui elles-mêmes
échangeront avec le réseau électrique ;
renforcer l’approche système dans la conception des normes de communication ;
faire évoluer les référentiels normatifs propres au bâtiment et aux systèmes de régulation et
d’automatisation pour prendre en compte le « smart charging » ;
faciliter l’application de la norme ISO/IEC 15118 sur l’interface de communication entre
véhicule et réseau électrique ;
promouvoir le développement de normes de communication de nature à freiner la
multiplication des standards ;
normaliser le point d’interface avec la batterie, afin de pouvoir intégrer, pour des applications
stationnaires de seconde vie, plusieurs batteries issues de constructeurs différents.
À propos d’AFNOR
AFNOR Normalisation est l’organisme français de référence pour les normes volontaires. Il gère
la collection des normes volontaires qui existent et anime les travaux des parties intéressées pour la
création ou la révision des normes existantes et pour identifier les sujets pouvant donner matière
à en élaborer de nouvelles.
Lancée à l’initiative des acteurs du marché, la norme volontaire est un cadre de référence qui vise
à fournir des lignes directrices, des prescriptions techniques ou qualitatives pour des produits, ser-
vices ou pratiques au service de l’intérêt général.
Elle est le fruit d’une co-production consensuelle entre les professionnels et les utilisateurs qui se
sont engagés dans son élaboration. Tout le monde peut participer à sa création et toute organisa-
tion peut ou non l’utiliser et s’y référer. C’est pourquoi la norme est dite volontaire.
En coordinateur de la normalisation en France, AFNOR affiche une ambition : contribuer à la
diffusion de bonnes pratiques et de solutions efficaces, au bénéfice de tous. Pour cela, AFNOR
Normalisation informe et guide tous ceux qui, par leur implication dans l’élaboration des normes
volontaires, veulent permettre à un projet, une activité, un secteur de se développer dans les meil-
leures conditions et, ainsi, contribuer au développement de l’économie et de la société de demain.
Un soutien indispensable pour favoriser le progrès et l’innovation et faire rayonner la France à
l’international.

À propos du groupe de travail « Intégration des véhicules rechargeables
dans les réseaux électriques »
Mandaté par le Comité Stratégique AFNOR « Transport et logistique », le groupe de travail sur
l’intégration des véhicules rechargeables dans les réseaux électriques a été piloté par le groupe PSA
et Vedecom. Y ont participé des représentants du monde de l’automobile (Groupe PSA, Renault,
France Craft Auto (XYT)), des énergéticiens (EDF, Enedis, RTE) et des fournisseurs de solutions
pour la charge électrique (Legrand, Schneider Electric). D’autres acteurs concernés, comme les
collectivités locales et les consommateurs, ont été consultés pour la rédaction de ce rapport. Les
entretiens sont retranscrits en annexes. Son but : développer une vision française intégrée dans
un cadre européen pour favoriser le déploiement d’une infrastructure de recharge permettant une
meilleure utilisation des réseaux électriques et offrir des solutions qui tiennent compte des besoins
de l’usager, de l’acceptabilité par les différents acteurs et des réalités économiques.
Pour tout savoir sur la normalisation : www.normalisation.afnor.org
Pour suivre les normes volontaires : www.norminfo.afnor.org

LEXIQUE
LEXIQUE
SIGLES ET ACRONYMES
AC Alternative Current (Courant Alternatif)
BT Basse tension
CARD Contrat d’Accès au Réseau public de Distribution d’électricité.
CCS Combines Charging System
CEN Comité Européen de Normalisation
CENELEC Comité Européen de Normalisation en ÉLectronique et en ÉLECtrotechnique
COSEI COmité Stratégique des Éco-Industries
DC Direct Current (Courant Continu)
EMS Energy Management System (Système de gestion énergétique)
EnR Énergie Renouvelable
ETSI European Telecommunications Standards Institute
GRD Gestionnaire de Réseau de Distribution
GRT Gestionnaire de Réseau de Transport
GTB Gestion Technique de Bâtiment
HC Heures Creuses
HP Heures Pleines
HTA Haute Tension A (correspond à des niveaux de tension de 5 à 21 kV en France)
IEC International Electrotechnical Commission
ISO International Organization for Standardization
ITS Intelligent Transport Systems
NEBEF Notification d’Échange de Blocs d’EFfacement. Mécanisme de valorisation des
effacements de consommation sur les marchés de l’énergie sur un périmètre
d’équilibre
OIRVE Opérateur d’Infrastructure de Recharge pour Véhicule Électrique
PDL Point De Livraison
ROI Return On Investment (retour sur investissement)
RPD Réseau Public de Distribution
RPT Réseau Public de Transport
SAE Society of Automotive Engineers
SyC System Committee (IEC)
TC Technical Committee
TIC Téléinformation Client
TLE Taxe Locale d’Équipement
TURPE Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité
V2G Vehicle-to-Grid
VE Véhicule électrique
VR Véhicule Rechargeable

1. DÉFINITION DE LA CHARGE/DÉCHARGE INTELLIGENTE
1DÉFINITION
DE LA CHARGE/
DÉCHARGE
INTELLIGENTE
À l’instar des autres usagers de la route, les conducteurs de véhicules rechargeables1
utiliseront
leurs véhicules en moyenne 6h par semaine (dans un modèle classique de possession et d’usage),
soit 4% du temps2
; sur les 96% restants, lorsque ces véhicules ne roulent pas, ils pourraient être
raccordés au réseau électrique. Le rapport entre le temps d’usage et celui de stationnement offre
naturellement la possibilité d’une certaine flexibilité dans le programme de charge qui peut être in-
telligemment mise à profit3
, d’où le terme de « charge intelligente » ou « smart charging » en anglais.
Cette approche simplifiée peut être précisée suivant deux axes. Le premier axe concerne les aspects
techniques de la recharge intelligente et ses exigences de fonctionnalité, de compatibilité, de sécu-
rité. Cet axe est en partie traité au travers de la normalisation. Le deuxième axe replace la recharge
intelligente du véhicule dans un contexte global : elle ne représentera qu’une contribution mesurée
1 - Sont envisagés ici tous les types de véhicules, totalement électriques ou hybrides, dès lors qu’ils se connectent au réseau d’énergie,
des catégories L, M1 et N1. Cependant, les grandes lignes des concepts définis dans ce document pourraient également s’appliquer à
des véhicules de catégories supérieures (bus notamment).
2 - Commissariat Général au Développement Durable, 2011. Les véhicules électriques en perspectives.
3 - En dehors du modèle de mobilité classique évoqué précédemment, de nouveaux modèles apparaissent, comme celui de l’auto-par-
tage (type Autolib’). Par ailleurs d’autres usages sont envisageables, comme ceux des flottes d’entreprise. Ces autres usages ne modifient
pas l’intérêt du raisonnement présenté.

aux solutions du système électrique national dont les exigences de service public (continuité, ca-
pacité énergétique, égalité de l’accès…) demeurent les fondements (bien qu’il puisse exister des
installations non raccordées). L’utilisateur doit rester partie-prenante de ce processus qui doit satis-
faire ses besoins pour l’ensemble des cas d’usage.
De ce fait, il apparait essentiel de rappeler le rôle et l’engagement, mais aussi les besoins et les
intérêts, de chacun des acteurs participant à la vie du réseau électrique intelligent ou « smart-grid ».
Si l’utilisateur en devient indéniablement un participant actif par son véhicule, la qualité de service
dont il bénéficiera mais aussi celle des autres utilisateurs du réseau sera le résultat cohérent du tra-
vail de nombreux autres acteurs : producteurs et fournisseurs d’énergie, gestionnaire du réseau de
transport, gestionnaire du réseau de distribution, opérateurs de charge, agrégateurs de flexibilité…
Cette dernière vision, avec sa part de dimension humaine, s’inscrit dans un modèle sociétal qui
se veut à la fois économe de l’énergie, respectueux de l’environnement (à travers une utilisation
optimisée des énergies renouvelables (EnR)), plus participatif et mobilisateur de tous les acteurs
concernés. Avec au final, l’objectif de montrer que ces approches multiples sont rendues possibles
par les nouvelles technologies, sont complémentaires, interdépendantes et surtout qu’elles sont
indissociables.
Plusieurs documents ont proposé des définitions de la charge intelligente. En particulier, le groupe
de travail Smart Charging (groupe de coordination eMobility CEN-CENELEC et Groupe de
coordination Smart Grid CEN-CENELEC-ETSI) a proposé une définition. Les éléments essen-
tiels y sont ici reportés dans une traduction libre et facilitée.
Le « Smart Charging » est un processus où le cycle de charge d’un véhicule rechargeable peut être
modifié par des événements extérieurs, selon des processus et des critères définis, permettant d’in-
tégrer le besoin du véhicule selon les contraintes du réseau public d’énergie tout en satisfaisant aux
besoins de l’utilisateur. Le Smart Charging doit contribuer à la sécurité d’approvisionnement tout
en permettant l’adéquation entre les contraintes de mobilité et les exigences de l’utilisateur. Pour
atteindre ces objectifs de manière sûre, sécurisée, fiable, durable et efficace, un système d’informa-
tion doit permettre des échanges entre les parties prenantes.
Dans le contexte de cette définition, lesdits événements extérieurs, qui concernent des change-
ments d’états momentanés ou anticipés du réseau électrique, des besoins du véhicule et des actions
des opérateurs électriciens (fournisseurs, agrégateurs, gestionnaires de réseau...), doivent être tra-
duits par un échange de données explicites entre les parties prenantes. Pour certains cas d’usage,
cette communication doit s’appuyer sur des systèmes d’information à faible latence4
et haute rési-
lience, interconnectés et utilisant des protocoles d’information normalisés, cohérents et intero-
pérables. Bien sûr, les composants du système eux-mêmes doivent permettre un processus sûr et
fiable et les principes de sécurité électrique, mais aussi ceux de cybersécurité, s’appliqueront à la
recharge intelligente.
La flexibilité induite par la charge intelligente, qui potentiellement sous-tend la décharge intelli-
gente, permet de promouvoir un concept de services profitables à tous les acteurs du système
électrique et plus largement d’inscrire le véhicule rechargeable comme un composant actif des
futurs réseaux intelligents (la capacité des véhicules à être partie prenante de tels réseaux dépendra
fortement du domaine d’application considéré). Leur déploiement à grande échelle permettrait un
meilleur équilibre entre l’offre et la demande en incluant plus efficacement les productions inter-
mittentes des énergies renouvelables, associées éventuellement à des stockages régulateurs. On
peut aussi imaginer que différents niveaux de services réciproques pourront être contractualisés
4 - La fréquence de transfert de données requise dépend de la maille considérée. Si la gestion est envisagée au niveau d’un poste du
réseau de distribution, 10 minutes pourraient suffire ; une gestion au niveau d’un bâtiment pourrait nécessiter des échanges d’informa-
tion plus fréquents.

entre les acteurs de l’énergie et les utilisateurs de véhicules rechargeables selon les besoins du
réseau électrique, le nombre de véhicules et leur usage principal.
Ainsi, en mettant à disposition une certaine flexibilité de la recharge électrique de son véhicule,
l’utilisateur valorisera un stockage énergétique qui pourrait profiter aux différents acteurs du réseau
public de l’énergie électrique (producteurs, gestionnaires, distributeurs, agrégateurs…), ainsi qu’à
lui-même, à travers une meilleure disponibilité et un coût total de possession de son VR plus faible.
Cette démarche s’inscrit pleinement dans le triptyque de compétitivité, développement durable et
sécurité d’approvisionnement qui définit la politique énergétique de l’Union Européenne. Il est ce-
pendant nécessaire de s’assurer de la valorisation de cette flexibilité pour les opérateurs de réseau,
valorisation qui évoluera dans le temps, pour en déterminer le rythme de déploiement.

2. ENJEUX DE LA CHARGE/DÉCHARGE INTELLIGENTE
2ENJEUX
DE LA CHARGE/
DÉCHARGE
INTELLIGENTE
Les enjeux du déploiement des solutions de charge/décharge intelligente sont nombreux : enjeux
sociétaux, enjeux pour les utilisateurs, les réseaux électriques, les constructeurs... Afin de préciser
ces enjeux, le groupe de travail a conduit une série de six interviews (dont les minutes sont fournies
en Annexe A) auprès d’acteurs représentant les différentes parties prenantes.
Il y a, tout d’abord, les enjeux de développement de la mobilité électrique. D’ores et
déjà, certaines flottes rechargeables de véhicules d’entreprise créent des problèmes de surcharge
locale sur les réseaux de distribution. À l’échelle nationale et à horizon 2020-20221
, 1 million de VR
se chargeant simultanément à 3 kW (respectivement 7 kW2
) créeraient une pointe supplémentaire
de plus de 3 GW (respectivement 7 GW), soit 2.5% (respectivement 5,8%) de la puissance installée
en France. La faisabilité technique d’un raccordement d’un grand nombre de VR au réseau consti-
tue donc un enjeu prioritaire.
1 - Sur une hypothèse de croissance des ventes de 50% par an.
2 - Les valeurs de 3 kW et 7 kW sont données comme les hypothèses basses et hautes de l’évolution pressentie des puissances de charge
dite « lente ».

2. ENJEUX DE LA CHARGE/DÉCHARGE INTELLIGENTE
Viennent ensuite les enjeux écologiques. Le déploiement massif des véhicules rechargeables
prend tout son sens dans l’optique d’une mobilité décarbonée « du puits à la roue ». S’il est rendu
possible de synchroniser les périodes de charge des véhicules rechargeables avec celles pendant
lesquelles le mix énergétique est faiblement carboné, alors les gains sont doubles. D’une part, les
véhicules rechargeables parviennent à une mobilité fortement décarbonée et, d’autre part, il est
envisageable d’intégrer plus d’énergies renouvelables dans le mix énergétique, dès lors que le véhi-
cule rechargeable constitue un outil de flexibilité exploité en tant que tel.
Le troisième enjeu est de nature économique. Le concept de charge/décharge intelligente peut
bénéficier économiquement à l’ensemble de la chaine des acteurs :
l’utilisateur du véhicule qui, en mettant la batterie de son véhicule à disposition, voit son coût
total de possession diminuer ;
aux constructeurs automobiles qui ont l’opportunité d’offrir la base technique de bouquets de
services à leurs clients ;
aux gestionnaires de réseau qui pourraient tirer profit de ces unités de stockage distribuées à
un coût marginal attendu faible ;
aux collectivités et aux producteurs d’énergie, dont les investissements (liés notamment à la
transition énergétique) peuvent voir leur rentabilité augmenter ;
aux opérateurs de charge qui peuvent diversifier leurs modèles d’affaire ;
aux gestionnaires énergétiques (tels que les agrégateurs de flexibilité) qui peuvent utiliser de
nouvelles sources de flexibilité.
Une attention particulière doit être portée à l’utilisateur. Les solutions proposées devront, en plus
de respecter les besoins énergétiques pour le transport de l’utilisateur, garantir un service de mobi-
lité fiable et assuré, respectant la confidentialité des utilisateurs et de leurs données. Cependant,
dans certains cas, l’utilisateur pourrait décider de gérer le compromis entre intérêt économique
et besoin de mobilité. La gestion des déplacements imprévus est un point clé dans l’établisse-
ment d’une relation de confiance entre un utilisateur et une tierce partie responsable de piloter la
recharge de son véhicule. Concrètement, un niveau minimum d’état-de-charge devra être garanti
en permanence pour assurer tout déplacement inopiné; de la même manière, la batterie pourrait
conserver une capacité de marge de stockage disponible (sans doute de 20% à 30%). La simpli-
cité et la transparence seront deux principes fondamentaux qui devront structurer les contrats de
charge/décharge intelligente. Cette opportunité suppose une évolution des mentalités des utilisa-
teurs (anticipation des besoins, décalage temporel de la recharge...) qui devra être accompagnée.
Enfin, le développement de la charge/décharge intelligente représente une opportunité pour la
filière industrielle française qui dispose d’acteurs au niveau international sur l’ensemble de la
chaine de valeur de la recharge intelligente.

3. DOMAINES D’APPLICATION ET SOLUTIONS DE RÉFÉRENCE
3DOMAINES
D’APPLICATION
ET SOLUTIONS DE
RÉFÉRENCE
La notion de charge/décharge intelligente, telle que définie précédemment dans le document,
recouvre un certain nombre de scénarios d’usage qui diffèrent selon plusieurs critères : le lieu de
recharge, le nombre de véhicules considérés, les niveaux de communication nécessaires, la diver-
sité des acteurs impliqués, la stratégie de contrôle des phases de charge/décharge des véhicules, la
nature du ou des propriétaire(s) des véhicules... Cette diversité résulte notamment de deux facteurs
principaux :
géographique : les solutions qui se développent ont pour objectif de résoudre des problèmes
locaux, donc directement dépendants du mix énergétique local, des contraintes et conditions
d’exploitation du réseau local, de la régulation locale, etc. ;
temporel : certaines solutions sont rendues possibles au fur et à mesure des progrès techno-
logiques et réglementaires réalisés dans le déploiement des réseaux électriques intelligents au
niveau de la basse tension.
En conséquence, il n’apparait pas réaliste de proposer une liste exhaustive des cas d’usage
d’aujourd’hui et de demain. Le groupe de travail s’est donc attaché ici à décrire les domaines

d’application et solutions de référence qui sont structurants et qui ont été identifiés comme les plus
probables à l’horizon 2020. Une feuille de route de déploiement chronologique des solutions de
référence est proposée dans la suite du document.
En ce qui concerne les domaines d’application, le groupe de travail a distingué les solutions de
charge/décharge intelligente en résidentiel individuel au niveau de la maison, en entreprise pour les
flottes d’entreprise, en résidentiel collectif, et en espace public. Pour chaque domaine d’application,
les véhicules peuvent fonctionner en unidirectionnel (charge uniquement) ou en bidirectionnel
(charge, et décharge possible). Les capacités bidirectionnelles peuvent augmenter sensiblement la
qualité et quantité des services rendus par le véhicule, mais elles ne sont pas un pré-requis à la mise
en place de solutions de charge intelligente.
3.1 Résidentiel individuel
Ce domaine d’application présente un véhicule appartenant à un particulier et raccordé à l’instal-
lation électrique intérieure du client (le plus souvent en basse puissance, typiquement inférieure à
7,4 kVA dans les pays où le client final est raccordé en monophasé1
).
Figure 1 : Schéma de principe du domaine d’application résidentiel individuel
Dans un scénario d’usage envisageable, le véhicule communique avec le gestionnaire énergétique
de la maison (Energy Management System – EMS), pour servir plusieurs objectifs :
minimiser la facture énergétique globale de l’utilisateur (qui comprend une composante
« fourniture énergétique » et une composante « tarif d’utilisation du réseau », elle-même sub-
divisée en une partie énergie et une partie puissance) ;
maximiser la consommation d’énergie produite localement si l’utilisateur dispose de pan-
neaux solaires.
Par ailleurs, le véhicule peut participer à la sécurité énergétique de la maison en fonctionnant de
la même manière qu’un groupe électrogène s’il y a une défaillance du réseau2,3
. Dans ce scéna-
rio d’usage, les gestionnaires de réseau ne sont pas directement impliqués dans la gestion de la
1. Dans les pays européens où le résidentiel est alimenté en triphasé cette puissance est typiquement supérieure ou égale à 11 kVA. Plus
particulièrement en Europe du Nord, cette puissance peut être encore plus importante.
2. Actuellement, des acteurs proposent des solutions installées pour des coûts inférieurs à 5 000 €.
3. Il est à noter que les solutions dites de « Vehicle-to-Load » qui permettent d’alimenter des charges (type aspirateur ou barbecue) ne
sont pas traitées dans ce document, bien qu’assez proches des solutions type « groupe électrogène » mais pas totalement spécifiques
au véhicule électrique.

recharge du véhicule, tout le contrôle s’effectuant « derrière » le compteur, quoique des signaux
tarifaires issus du gestionnaire de réseau puissent être utilisés. L’utilisateur du véhicule est ici le
principal bénéficiaire de la charge/décharge intelligente (bien que cela puisse aussi représenter un
gain pour la collectivité, dans le cadre par exemple de signaux tarifaires qui décaleraient la recharge
de nombreux véhicules).
Un autre scénario d’usage possible suppose la présence d’un agrégateur de flexibilité qui regroupe-
rait les puissances individuelles d’un certain nombre de VR pour faire des offres de flexibilité aux
gestionnaires de réseaux électriques pour des services existants (marchés électriques ou contrats
bilatéraux) ou à définir (flexibilité pour les gestionnaires de réseau de distribution). Pour les ges-
tionnaires de réseau de distribution, un seuil de puissance de 100 kVA apparait pertinent et néces-
siterait l’agrégation de 15 à 30 véhicules rechargeables.
3.2 Flotte d’entreprise
Ce domaine d’application correspond à une flotte de VR d’entreprise, qui est donc opérée par une
unique entité4
(on note que ce point est particulièrement important en permettant une gestion
prévisionnelle de la flotte). L’entreprise peut déléguer l’exploitation des infrastructures de recharge
à un Opérateur d’infrastructures de Recharge de Véhicules Electriques (OIRVE). De plus, les VR
sont typiquement situés sur un même parking.
Figure 2 : Schéma de principe du domaine d’application flotte d’entreprise
Dans un premier ensemble de scénarios d’usage, les véhicules communiquent avec un système
d’information comprenant un gestionnaire énergétique local, qui contrôle leurs périodes de
charge/décharge en fonction de différents objectifs et contraintes : niveau de priorité des pro-
cessus industriels, respect de la puissance souscrite du contrat, coûts de la recharge de la flotte,
autoconsommation de la production locale, apport de puissance ponctuel. Ces scénarios d’usage
n’impliquent pas directement les gestionnaires de réseau, tout le contrôle s’effectuant « derrière »
le compteur, à moins que le contrat CARD5
ne prévoie une modulation dynamique de la puissance
souscrite6
. Le principal bénéficiaire de la mise en place de ces solutions est l’entité qui possède les
véhicules, dont on peut penser que la recharge sera le plus souvent confiée à un opérateur dédié.
4. Plusieurs situations de possession de la flotte sont envisageables : les VE peuvent appartenir à des collaborateurs dans le cadre de
parkings d’entreprise, ou bien à l’entreprise elle-même pour une flotte professionnelle.
5. Contrat d’Accès au Réseau public de Distribution d’électricité.
6. En France, solution retenue dans le TURPE 5 qui sera applicable en 2017.

D’autres scénarios d’usage sont envisageables pour ce domaine d’application, en particulier si le
nombre de véhicules de la flotte est suffisant : une entreprise pourrait optimiser les phases de
charge/décharge de sa flotte en fonction des besoins du réseau, et ainsi proposer des offres d’effa-
cement7
ou de réserve sur les marchés de l’énergie, ou au GRD. L’entreprise (ou le gestionnaire
de la flotte de véhicules) pourrait alors souscrire un contrat auprès d’un agrégateur de flexibilité,
ce qui lui permettrait de bénéficier des revenus générés par sa flotte sur les marchés. De son côté,
le gestionnaire de réseau disposerait d’un moyen de flexibilité supplémentaire (via le plus souvent
des opérateurs d’agrégation ou des OIRVE pour des petites flottes). Il est à noter que pour ces
scénarios d’usage une entreprise pourrait agréger virtuellement des flottes situées sur plusieurs de
ses sites.
3.3 Résidentiel collectif
Ce domaine d’application est semblable au précédent, hormis le fait que la flotte n’est plus unique-
ment constituée par la flotte d’une unique entreprise, mais par un mélange de véhicules d’entre-
prise et de particuliers ; en conséquence, il implique nécessairement un acteur supplémentaire (le
plus souvent un OIRVE, qui pourra devenir à terme opérateur d’effacement). Les VR peuvent se
trouver sur des parkings relativement distants.
Figure 3 : Un schéma de principe possible du domaine d’application résidentiel collectif
Les services qui peuvent être rendus par la flotte sont les mêmes que pour la flotte d’entreprise,
même si la gestion de ces services s’avère plus complexe du fait des exigences particulières d’utili-
sateurs aux profils différents. Les services sont opérés au profit des utilisateurs (particuliers ou pro-
fessionnels) des véhicules en intégrant ou non la présence d’une Gestion Technique de Bâtiment
(GTB) et un arbitrage associé de l’ensemble des usages. La flexibilité alors apportée pourrait être
valorisée par négociation contractuelle, sur les marchés ou via le mécanisme d’effacement type
NEBEF8
.
7. Principe qui consiste à réduire tout ou partie de sa consommation sur demande du réseau.
8. Valorisation des effacements de consommation sur les marchés de l’énergie
https://clients.rte-france.com/lang/fr/clients_traders_fournisseurs/services_clients/dispositif_nebef.jsp

3.4 Espace public
Ce dernier domaine d’application considère des véhicules se rechargeant sur l’espace public ou
semi-privé ; les bornes de recharge peuvent donc appartenir à des entreprises (parc de station-
nement d’enseigne commerciale, bornes en voirie publique) tout comme aux collectivités territo-
riales. Selon le Livre vert9
, ce scénario pourrait correspondre à 10% des cas de charge.
Figure 4 : Schéma de principe du domaine d’application espace public
Les scénarios d’usage et les acteurs impliqués dans ce domaine d’application sont plus complexes
que dans les cas précédents. En effet, ils nécessiteront une identification des utilisateurs et de leurs
usages, afin de contractualiser un accord avec eux. On peut globalement distinguer deux recharges
typiques : la recharge courte pour reprendre de l’autonomie et repartir au plus vite, et la recharge
de nuit pour les acteurs n’ayant pas de parking privé. Ces deux recharges disposent d’un profil
propre. Typiquement, un gestionnaire d’une grappe de bornes peut contrôler le taux de charge des
différentes bornes de la grappe en fonction des besoins des véhicules et de la puissance de raccor-
dement au réseau de la grappe.
3.5 Solutions de référence
Les solutions techniques évoquées dans la description des domaines d’application font apparaitre
six solutions de référence qui diffèrent en termes de niveaux d’intelligence et de communication
implémentés, de sens des échanges énergétiques et d’acteurs impliqués et qui se comparent à une
solution de base notée 0 :
0. la recharge sans contrôle considère une recharge à la puissance nominale fixe depuis le
branchement du véhicule jusqu’à la fin de sa charge.
1. le pilotage simplifié de la recharge nécessite des niveaux de communication très limités
entre les parties prenantes; les échanges énergétiques sont unidirectionnels. On distingue
deux niveaux :
a. par signal tarifaire : le véhicule reçoit un signal (type tarifaire HP/HC (Heure Pleine / Heure
Creuse) ou profil stocké dans le compteur) et décale sa recharge en fonction de ce signal ;
9. Guide technique pour la conception et l’aménagement des infrastructures de recharge pour véhicules électriques et hybrides rechargeables (Janvier 2015)
http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/Guide_technique_pour_la_conception_et_l_amenagement_des_IRVE_-_de-
cembre_2014_vf-1.pdf

b. par contrôle direct de la charge (généré par exemple par un délesteur ON/OFF ou une
modulation programmable) pour reporter le début de la charge. Typiquement, ce contrôle
s’effectue en mode 2 ou en mode 3.
2. le pilotage flexible à l’échelle de la maison ou du bâtiment présuppose des niveaux
de communication avancés entre un (ou des) véhicule(s) et un gestionnaire énergétique local
(de la maison ou du bâtiment). Ce dernier établit des plans de charge à niveaux de puissance
variables pour le(s) véhicule(s) en fonction d’objectifs variés (voir domaines d’application rési-
dentiel individuel, flotte d’entreprise et résidentiel collectif) qui peuvent prendre en compte des données
fournies par un (ou des) fournisseurs d’électricité et/ou de services de mobilité, ainsi que par
le gestionnaire de réseau de distribution. On distingue deux niveaux d’échanges énergiques :
a. monodirectionnel
b. bidirectionnel
3. le pilotage flexible à l’échelle de la maille locale ou système présuppose des niveaux
de communication avancés entre un (ou des) véhicule(s), les gestionnaires de réseau (de dis-
tribution ou de transport), un opérateur de recharge, et des opérateurs des marchés élec-
triques (agrégateurs, opérateurs d’effacement, acteur d’ajustement, responsable d’équilibre).
La maille locale correspond typiquement à un départ HTA du réseau public de distribution.
La maille système correspond à un périmètre d’un responsable d’équilibre. La différence entre
les deux mailles est illustrée en annexe A.2. L’annexe A.1.8 résume les services réseaux qui
pourraient être fournis par les véhicules. On distingue deux niveaux d’échanges énergiques :
a. monodirectionnel
b. bidirectionnel
Ces solutions de référence peuvent elles-mêmes se subdiviser en plusieurs cas d’usage. La notion
de recharge intelligente implique celle de services autour de la recharge des véhicules qui peuvent
être définis par le triplet « Pour qui/Quoi/Par qui ». Cette approche est utilisée pour proposer une
description plus détaillée des cas d’usage en annexe A.1.
Il est à noter qu’un autre classement de ces solutions de références est travaillé dans la Spécification
Technique 62913-2-4 par le Comité Système « Smart Energy » (SyC Smart Energy) à l’IEC.

4. DESCRIPTION DES ACTEURS
4
DESCRIPTION
DES ACTEURS
Les solutions de référence présentées dans la partie précédente sous-tendent l’implication d’un cer-
tain nombre d’acteurs, dont la nature et le nombre diffèrent pour chaque cas d’usage. Le groupe de
travail s’est attaché dans cette partie à donner un aperçu de la nature de ces acteurs. En particulier,
le groupe de travail a noté une grande diversité d’acteurs issus de secteurs industriels différents :
certains d’entre eux sont des acteurs historiques des secteurs de l’automobile, de l’énergie et des
technologies des communications. À l’opposé, d’autres émergent spécifiquement pour la charge/
décharge intelligente. Ainsi, les schémas organisationnels qui lient les différents acteurs entre eux
sont souvent complexes et inédits (les acteurs du monde de l’automobile et des réseaux électriques
ont, par exemple, peu eu l’habitude de construire des projets communs).
Le groupe de travail a identifié une liste des principaux acteurs :
L’utilisateur du véhicule rechargeable : en fonction de l’usage qu’il fait de son véhi-
cule, de ses préférences, contraintes et priorités, il peut autoriser son véhicule à participer à
des programmes de charge/décharge intelligente. Il communique éventuellement des infor-
mations concernant l’utilisation qu’il compte faire de son véhicule à un opérateur. Le terme
utilisateur se comprend ici au sens large : indépendamment de sa qualité de propriétaire ou
non du véhicule, il peut être le conducteur individuel ou en partage, ou encore le gestionnaire
d’une flotte de véhicules.

Le propriétaire de la batterie, qui peut être différent du propriétaire/utilisateur du
véhicule.
L’opérateur de l’infrastructure de recharge : installe, opère et maintient le(s) station(s)
de charge. Dans certains domaines d’application, c’est lui qui porte la recharge intelligente en
intégrant les contraintes qui pourraient être contradictoires. À terme, il pourra jouer le rôle
d’opérateur d’efficacité énergétique.
Le fournisseur de services de mobilité : via un contrat avec l’utilisateur, il lui fournit
des services associés à sa mobilité (localisation, réservation de station de charge, paiement,
etc.). Remarque : les constructeurs automobiles peuvent aussi jouer ce rôle.
Le fournisseur d’énergie : fournit l’électricité au client final ou à l’opérateur de recharge,
voire au syndic de l’immeuble considéré, au travers d’un contrat rattaché au Point de Livraison
(PDL).
Le gestionnaire de réseau de distribution (GRD) : contrôle et opère les réseaux
publics de distribution. Le GRD surveille en particulier les surcharges locales au niveau des
postes sources HTA/BT et les niveaux de tension des réseaux basse tension (BT).
Le gestionnaire de réseau de transport (GRT) : contrôle et opère le réseau public de
transport d’électricité. Le GRT a pour objectif d’assurer l’équilibre production-consomma-
tion à tout instant et la maîtrise des flux sur le réseau. Pour ce faire, il organise et structure
plusieurs marchés qui permettent de planifier les échanges énergétiques de plusieurs années à
l’avance au temps réel. Entre autre, le GRT est responsable du contrôle de la fréquence et de
la mise en place du mécanisme d’ajustement.
L’opérateur d’efficacité énergétique : entité mandatée pour optimiser les profils de
charge/décharge des véhicules en fonction d’une stratégie énergétique. Il peut s’agir d’un
gestionnaire énergétique local (en résidentiel individuel ou collectif) ou d’un acteur des mar-
chés électriques (agrégateurs de flexibilité, responsables d’équilibre, opérateurs d’effacement,
acteur d’ajustement). Ses deux missions principales sont la planification (anticiper l’état de
la flotte pour les périodes temporelles suivantes) et l’opération (gérer en temps réel les pro-
fils de charge/décharge des véhicules). Il tire le meilleur parti des disponibilités (offres) et
contraintes (impossibilité) de l’ensemble de la chaîne énergétique.
Le constructeur automobile : construit des véhicules dont les capacités techniques
de communication et d’échanges de puissance permettent la mise en place de stratégies de
charge/décharge intelligente. Il peut potentiellement jouer d’autres rôles, tels que celui de
fournisseur de services de mobilité.
Plusieurs documents ont déjà proposé des définitions et des « role model » de ces acteurs. Afin
de montrer la complexité des relations qui lient ces différents acteurs, le groupe de travail a repris
le schéma organisationnel proposé par le groupe « smart charging » du CEN / CENELEC en
figure 4.
Remarque : sur cette figure, dans le cas de l’utilisateur individuel en résidentiel individuel1
, les ac-
teurs E-Mobility Service Provider, Charging Service Operator et E-Mobility Clearing House sont confondus.
1. Et sans opérateur d’efficacité énergétique.

Figure 4 : modèle de référence des différents acteurs pour la charge / décharge intelligente
selon le rapport « smart charging » du CEN / CENELEC

5. IMPACT D’UNE RECHARGE NON CONTRÔLÉE SUR LES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES
5IMPACT
D’UNE RECHARGE
NON CONTRÔLÉE
SUR LES RÉSEAUX
ÉLECTRIQUES
Une recharge simultanée de plusieurs véhicules peut provoquer la surcharge d’un réseau électrique.
Cette surcharge est susceptible d’apparaitre à différents niveaux du réseau : au niveau de la maison,
du poste local de distribution, du poste source (interface transport / distribution), du système élec-
trique global etc. Dans cette partie, sont évalués les ordres de grandeur de l’impact d’une recharge
simultanée et non contrôlée de VR sur les réseaux, à différentes échelles. Les chiffres qui suivent
sont en partie issus de travaux expérimentaux menés sur Lyon et ont été extrapolés au niveau
national. Pour l’unité des calculs, le groupe de travail a pris en considération un parc d’un million
de VR, chiffre qui devrait être atteint en France à l’horizon 2022.
À l’échelle de la maison, l’abonnement individuel moyen en France est de 6 kVA (sans chauf-
fage électrique). Une recharge de VR s’effectuant typiquement à 3 kW aujourd’hui et probablement
à 7 kW prochainement, elle représente ou représentera entre 50% et 100% de la puissance sous-
crite. Bien sûr, la pointe de consommation d’un particulier n’est atteinte que de manière occasion-
nelle. Néanmoins, en l’absence de charge intelligente, les périodes de charge des VR se superposent

5. IMPACT D’UNE RECHARGE NON CONTRÔLÉE SUR LES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES
souvent avec celles de la pointe de consommation du particulier type (19h le soir); par ailleurs, la
puissance de charge d’un VR est conséquente par rapport aux autres usages de la maison.
La situation énergétique d’un bâtiment dépend fortement de sa nature (tertiaire, industrielle, rési-
dentielle), des activités menées en son sein etc. Soit un bâtiment tertiaire accueillant 100 personnes
pour lequel des données historiques de consommation ainsi que les caractéristiques de son contrat
de raccordement au réseau sont disponibles. Sa puissance atteinte moyenne s’élève à 25 kW, et
il dispose d’un abonnement de 30 kW avec le gestionnaire de réseau. Ainsi, l’installation de 10
bornes de recharge à 3 kW (ce qui correspondrait à un taux de pénétration du VR de 10% parmi
les employés) nécessiterait de doubler la puissance de raccordement du bâtiment.
Des études menées par Enedis montrent que, en l’absence de pilotage de la charge par une recharge
intelligente, approximativement 20% des 780 000 postes locaux de distribution seraient su-
jets à des surcharges conséquentes et devraient éventuellement être mis à niveau dans l’hypothèse
d’une pénétration d’un million de véhicules rechargeables en France. Le coût d’un tel poste de
distribution est compris entre 5 000 € et 10 000 € ; ainsi, le coût total de mise à niveau des postes
de distribution s’élèverait à environ un milliard d’euros, soit un équivalent de 1 000 € par VR.
À l’échelle nationale, 500 000 VR se rechargeant simultanément1
à 3 kW (respectivement 7 kW)
représentent une pointe de 1,5 GW (respectivement 3,5 GW), soit 1,25% (respectivement 2,9%) de
la puissance installée en France. Le parc de véhicules en France est de 35 millions de véhicules. Une
flotte d’un million de véhicules rechargeables représente donc 3% du total des véhicules en France.
Ces différents niveaux peuvent être comparés entre eux, en utilisant une règle empirique simpli-
fiée : une charge additionnelle représentant 20% de la puissance souscrite est considérée comme
problématique et nécessitant une intervention sur le réseau en question. À l’échelle de la maison,
la recharge d’un unique VR est déjà largement supérieure à 20% de la puissance souscrite d’un
foyer moyen. À l’échelle d’un bâtiment tertiaire ayant un abonnement de 72 kVA (valeur typique),
et du poste local de distribution d’un quartier2
de 250 kVA, nous distinguons deux cas selon les
puissances de charge :
pour une recharge à 3 kW, 5 véhicules pourraient être « absorbés » par le bâtiment, et 13 par
le quartier ;
pour une recharge à 7 kW, 2 véhicules pourraient être « absorbés » par le bâtiment, et 6 par le
quartier.
Ces résultats montrent que les réseaux électriques locaux sont plus rapidement sujets à saturation
que les mailles de taille supérieure. Cette tendance sera d’autant plus importante que la pénétration
des VR ne se fera pas de manière uniforme à l’échelle du territoire.
Ayant pour objectif une recharge dans un laps de temps minimum, la charge rapide sort du do-
maine d’application du présent document (aucune flexibilité dans le programme de charge ne sau-
rait être acceptée). Il faut néanmoins rappeler qu’elle nécessitera aussi des études d’impact, et qu’il
faudra procéder au renforcement des réseaux électriques pour permettre de délivrer des puissances
qui risquent de devenir très importantes.
Cet argument s’appuie sur l’augmentation de la capacité des batteries dans un futur proche qui
nécessitera le déploiement de bornes de recharges rapides voire ultra-rapides, notamment le long
des autoroutes, permettant de recouvrir une autonomie importante (de l’ordre de 500 km) en une
vingtaine de minutes. À cet effet, le standard Combined Charging System (CCS) travaille sur des bornes
de 350 kW. Des grappes de bornes offrant une telle puissance pourraient provoquer des appels de
puissance très importants sur les réseaux électriques : 10 bornes de charge de 350 kW pourraient
ainsi consommer jusqu’à 3,5 MW qui représentent un ordre de grandeur comparable à la consom-
mation d’un TGV.
1. Ce qui correspond à 50% du million de VR horizon 2022.
2. Typiquement constitué de 40-50 maisons.

6. MODÈLES ÉCONOMIQUES
6MODÈLES
ÉCONOMIQUES
Le développement des solutions techniques présentées dans ce document ne pourra se faire sans
des modèles économiques viables. Dans cette partie, le groupe de travail propose d’étudier les
modèles économiques des solutions de référence (1.a), (2.a), (2.b) et (3.b) (cf. partie 3.5). Une telle
étude pourrait reposer sur des modèles de comportement et de simulation avancés ; dans ce docu-
ment, le groupe de travail a utilisé une approche simplifiée pour fournir des ordres de grandeur.
Pour chaque solution de référence, trois composantes sont analysées : la valeur pour l’utilisateur,
c’est-à-dire les gains économiques directs réalisés par ce dernier, les externalités positives pour
le réseau et l’utilisateur relatives au développement de la solution étudiée et les coûts associés au
déploiement de celle-ci, pour un volume de marché suffisant.
Des calculs détaillés des valeurs pour le client sont donnés en annexe B. Toutes les valeurs sont
données en différentiel par rapport à la solution 0 sans recharge intelligente.
On considère un parc d’un million de véhicules rechargeables. En considérant le cas où 30% de ces
véhicules se rechargent simultanément à 3 kW, la puissance de pointe appelée est de 900 MW. Dans
le cas de la seule solution (1a), nous pouvons supposer que les deux tiers de cet appel de charge
sont décalés aux heures creuses. Ainsi, 600 MW sont décalés des heures pleines aux heures creuses.
Cela permet des économies au niveau de la production et de l’opération des réseaux1
. L’économie
rapportée uniquement à la production peut être estimée par le coût d’une centrale de production
1. Les économies réalisées dans les réseaux n’ont pas été chiffrées de manière précise, bien qu’elles représentent des montants impor-
tants. Elles sont toutefois évoquées dans la partie 5 pour les postes locaux de distribution, dont le coût de la mise à niveau pourrait
s’élever à 1 milliard d’euros pour un million de VE.

Cycle Combiné Gaz de 600 MW, estimé à 450 M€2
. Au niveau de l’installation locale, le coût est à
mettre en regard de celui nécessaire à la réception et au traitement du signal tarifaire qui est estimé
à environ 50 €.
Le passage à la solution (2.a) permet de générer un certain nombre d’externalités positives
(c’est-à-dire une utilité ou un avantage non monétisable) pour l’utilisateur final : il peut améliorer
son taux d’autoconsommation, les moyens de communication mis en place lui permettent d’avoir
une qualité de service accrue (heure de fin de charge garantie, gestion des aléas, non disjonction…).
Une recharge pilotée au niveau de la maison ou du bâtiment peut également permettre de différer
les investissements nécessaires au niveau du réseau de distribution évoqués dans la partie 5. Pour
ce qui est des coûts, deux solutions sont envisagées : une solution « premier prix », qui consiste à
utiliser les capacités de communication du compteur électrique (TIC, Linky), d’un microcontrôleur
et du mode 3. Cette solution à bas prix est estimée à 100 euros, mais ne permet que de contrô-
ler le taux de charge en fonction de la puissance souscrite de la maison et des consommations
instantanées des autres usages. Une deuxième solution plus onéreuse passe par l’utilisation d’un
gestionnaire énergétique. Le coût additionnel estimé est alors de 200 à 400 euros3
; en contrepartie
cette solution permet de maximiser l’autoconsommation du client, et d’établir des plans de charge
complexes.
Dans la solution (2.b), le véhicule peut réinjecter de l’énergie. Dans ce cas, l’utilisateur du véhi-
cule devient véritablement un acteur de son écosystème énergétique. Par ailleurs, cela lui permet de
maximiser son autoconsommation. Les coûts supplémentaires sont liés aux capacités bidirection-
nelles des véhicules et de l’infrastructure. Deux solutions sont envisagées : l’électronique de puis-
sance réversible est située dans la borne de recharge (solution DC avec chargeur externe) ou dans le
véhicule (solution AC avec chargeur embarqué). Pour une installation bidirectionnelle complète avec
chargeur débarqué (incluant le raccordement au tableau de distribution), nous évaluons les coûts à
5 000 € actuellement (prix cible futur de 2 500 € pour 10 kVA en triphasé). Avec chargeur embar-
qué dans le véhicule, les coûts s’élèvent à environ 450 € par véhicule. Puisque les véhicules peuvent
réinjecter sur le réseau à l’heure de pointe, l’économie pour le producteur s’élève désormais à deux
unités de production de 600 MW, sans compter les gains réseau.
Dans la solution (3.b), les VR participent à l’équilibre production / consommation national du
système. De plus, ils aident à la gestion des congestions et au contrôle de la tension au niveau local.
En conséquence, les besoins en investissement des réseaux sont diminués. Par ailleurs, les coûts de
procuration des réserves et autres mécanismes d’ajustement sont réduits, ce qui est positif pour
l’intérêt général (par exemple en évitant une augmentation du TURPE). Le taux de pénétration
maximal des énergies renouvelables est augmenté. Le coût de la bidirectionnalité est supérieur
car il requiert des niveaux d’interopérabilité supérieurs (par exemple entre les différentes plaques
géographiques).
2. L’introduction d’un million de véhicules rechargeables sur nos routes ne conduirait pas directement à la construction d’une centrale
de production supplémentaire. Néanmoins, les capacités de production étant définies en fonction de la pointe de consommation, cette
approche simplifiée permet d’évaluer le poids d’une recharge non contrôlée des VE aux heures de pic de consommation.
3. Comprenant un contrôleur et deux capteurs de courant.

Tableau 1 : ordre de grandeur des modèles économiques
pour quatre des solutions de référence comparées à la solution de base noté 0
Solution
Externalités
Valeur client
(cas France)
Client Réseau
Coûts par point de
charge
ROId
(0)
Référence :
Coût recharge :
425 €/an (énergie)
(1.a) 100 €/ana
Economie d’énergie
--
Économie d’une centrale
de 600 MW (~ 450 M€) 50 € 5 mois
(2.a) 126 €/anb
Qualité de service
accrue,
autoconsommation
Idem (1.a)
+ économie
investissements réseau
local
Solution « premier
prix » : 100 €
1-2 an
Solution « évoluée » :
200-400 €
(2.b) 186 €/ana
Idem (2.a)
+ autoconsommation
accrue
+ client « consomm’
acteur »
Idem (2.a)
+ économie d’une
centrale de 600 MW
Idem (2.a)
+ coûts de la
bidirectionnalité :
1 500 - 5 000 €
(chargeur débarqué)
8 ans
ou 450 €
(chargeur embarqué)
3 ans
(3.b)
Marchés
difficilement
accessibles en
France en 2016c
Idem (2.b)
+ stabilisation des
coûts de l’électricité
(via TLE et TURPE)
Idem (2.b)
+ intégration des EnR,
économies
investissements réseaux
distribution et transport
Idem (2.b) + 1 000 € --
a. Voir Annexe B ;
b. Nous supposons que 100% de la recharge s’effectue en heures creuses (versus 80% pour le (1.a)) ;
c. Dans des pays où la réglementation et l’organisation des marchés sont adaptées, le montant peut atteindre jusque 1 400 € (fourchette haute calculée au
Danemark) ce qui donnerait un ROI de 1 an ;
d. ROI (ou Retour Sur Investissement en français) calculé sur la base uniquement des coûts différentiels par rapport à la solution de base 0.
On constate que l’investissement consenti, hormis pour la solution (2.b) en courant continu (DC)
et certaines évaluations pour le (3.c), trouve une rentabilité rapide (entre 6 mois et trois ans) : on
pourra donc utiliser graduellement ces solutions qui ne rendent pas le même service aux réseaux
publics de transport (RPT) / de distribution (RPD) et aux responsables d’équilibre.

7. ANALYSE DES PROJETS DE RECHERCHE
7ANALYSE
DES PROJETS
DE RECHERCHE
Douze projets de recherche ayant attrait à la charge / décharge intelligente ont été identifiés à
travers le monde. Ils ont été sollicités afin de préciser leurs visions des principaux enjeux, défis
et barrières qui accompagnent le déploiement des stratégies de charge / décharge intelligente.
Chaque projet comporte nécessairement un aspect expérimental, de mise en pratique, de la charge
/ décharge intelligente. Les réponses de chaque contact sont consignées en Annexe E.
Les principales conclusions qui résument les retours faits par les projets sont :
Maturité technologique
Les retours des projets montrent que les niveaux de maturité technologique atteints sont très avan-
cés. Certains projets proposent des architectures de communication complètes, alors que d’autres
disposent déjà de véhicules bidirectionnels et communicants avec un agrégateur. Corollairement, il
existe déjà des bornes de recharge communicantes, certaines étant bidirectionnelles. On voit donc
ici que les freins principaux au développement de solutions de charge / décharge intelligente ne
sont pas de nature technologique, mais plutôt de nature économique (il faut des modèles d’affaire
viables), réglementaire et normative (il faut que les solutions techniques soient interopérables et
généralisables). Chaque modèle d’affaire dépend de la profondeur de la flexibilité, de son occur-
rence et de sa conjonction avec les autres usages inamovibles (EnR par exemple), mais aussi de la
complexité à les mobiliser et les contrôler.

Pays les plus avancés
En conséquence, les pays les plus avancés sont ceux dans lesquels les cadres réglementaires et
économiques sont favorables à la mise en place de modèles économiques efficaces. Les États-
Unis sont bien positionnés avec plusieurs projets proposant des rémunérations aux participants.
Le Danemark semble sur le point d’arriver à un modèle économique viable. Enfin, le Japon est
également très avancé, que ce soit dans les expérimentations ou le déploiement de solutions com-
merciales (Nissan et Mitsubishi proposent déjà des produits commerciaux qui permettent à leurs
véhicules électriques de se décharger dans des charges ou des maisons coupées du réseau).

8. NORMES ET NORMALISATION : SITUATION ET PRÉCONISATIONS
8NORMES VOLONTAIRES :
SITUATION ET
PRÉCONISATIONS
La sujet traité dans ce document est à la frontière entre plusieurs mondes normatifs : celui des
transports (car il présuppose des véhicules), celui du monde de l’énergie électrique (car il fait inter-
venir les acteurs des réseaux électriques) et celui des équipements électriques. En conséquence, de
nombreux comités techniques sont impliqués, dont les suivants ont été identifiés :
IEC/TC 8 « Aspects système de la fourniture d’énergie électrique » (System Aspects
for Electrical Energy Supply) : Comité clé pour les aspects système des réseaux de transport et de
distribution publique intelligents. Traite les règles de raccordement au réseau électrique.
IEC SyC Smart Energy « Gestion intelligente de l’énergie électrique » (System
Commitee 1) : porte sur les réseaux électriques intelligents. Traite des aspects scénario de réfé-
rence et role model.
IEC/TC 57 « Gestion des systèmes de puissance et échanges d’informations
associés » (Power systems Management associated Information Exchange) : concerne les sys-
tèmes d’information pour les opérateurs électriciens.
IEC/TC 64 « Installations électriques et protection contre les chocs élec-
triques » (LV Electrical Installations protection against electrical shock) : porte sur les équi-
pements électriques raccordés en basse tension, et en particulier les mesures de sécurité
associées.

IEC/TC 69 « Véhicules électriques destinés à circuler sur la voie publique et
chariots de manutention électriques » (Electrical road vehicles electrical industrial trucks) et
notamment le WG4 « Alimentation et chargeurs » (EV charging systems) : porte sur les systèmes
de charge des véhicules rechargeables.
ISO/TC 22 « Véhicules routiers » (Road vehicles) : concerne la compatibilité, l’interchangea-
bilité et la sécurité des véhicules routiers et de leurs équipements.
Le groupe de travail suggère que les acteurs de la filière française de l’électromobilité s’impliquent
dans ces structures de normalisation, via leurs structures miroir françaises, à commencer par les
comités techniques IEC/TC 64 et TC 69 qui s’avèrent un peu plus centraux que les autres en pro-
posant des approches systémiques.
Les normes élaborées par ces comités et qui concernent la charge / décharge intelligente traitent
des aspects liés à la sécurité électrique (en charge et en décharge), des protocoles de communica-
tion entre le véhicule et la borne de charge, entre la borne de charge et l’opérateur énergétique,
des prises et des modes de charge... Une liste complète des normes et règlements qui ont trait à la
charge / décharge intelligente est proposée en Annexe C.
Certains domaines normatifs requièrent une attention particulière et nécessiteront des travaux
complémentaires / d’amélioration dans un avenir proche :
Une communication à faible latence doit être possible entre le véhicule et son gestionnaire éner-
gétique. Aujourd’hui, l’enchainement des protocoles permettant de remonter une information
du véhicule à la station de charge (ISO 15118), puis de la station de charge à un gestionnaire
local, et enfin de ce gestionnaire local à un acteur central, ne permet pas un pilotage en temps
réel pour les services qui le nécessitent.
Les règles qui s’appliquent aux unités de stockage réparties sont celles des producteurs de grosse
capacité : on peut souhaiter que ces règles s’assouplissent pour en faciliter la mise en œuvre à la
multiplication des sites mais il faudrait les stabiliser pour les rendre visibles des acteurs (raccor-
dement, sécurité).
L’harmonisation européenne des règles de fonctionnement des systèmes électriques et de leurs
marchés, en cours sous l’égide de la Commission européenne et des régulateurs européens au
travers des codes réseau, devrait faciliter le déploiement de solutions pertinentes sur de larges
zones géographiques.
Il serait souhaitable de disposer de normes d’interopérabilité pour tous les segments de com-
munication, et entre tous les acteurs concernés (voir section 4 et figure 4). Ces communica-
tions doivent être adaptées aux contraintes industrielles et d’exploitation, dans le respect des
exigences propres aux systèmes électriques déjà définies dans des collections telles que la IEC
61850 et CIM (61868, 61870, 62325). Aujourd’hui, la multiplication des standards développés
(SEP, OpenADR, OCPP…) pourrait nuire à une interopérabilité future.
Plus généralement, les systèmes de gestion de la mobilité au sens large et ceux de la gestion de
l’énergie devront coopérer étroitement. Les systèmes de transport intelligents (Intelligent Transport
Systems (ITS)) produiront une partie des données nécessaires à l’établissement de stratégies éner-
gétiques (en particulier pour la phase prédictive, à travers des scénarios de demande d’énergie). À
terme, des normes devraient être définies pour garantir l’échange de données (protocoles) entre
toutes les composantes matérielles et immatérielles de ces deux systèmes. L’accent devrait être
mis sur les couches applicatives des protocoles, les couches physiques pouvant être amenées à
changer.

9. FEUILLE DE ROUTE DE DÉPLOIEMENT DES SOLUTIONS DANS LE TEMPS
9
FEUILLE DE ROUTE
DE DÉPLOIEMENT
DES SOLUTIONS
DANS LE TEMPS
Dans cette partie, le groupe de travail propose une feuille de route de déploiement temporel des
solutions de référence (voir section 3.5). Cette feuille de route se veut réaliste en se basant sur des
hypothèses raisonnablement applicables mais aussi volontariste dans la perspective des évolutions
technologiques (déploiement des normes de communication notamment) et réglementaires. Elle
est représentée figure 5.

9. FEUILLE DE ROUTE DE DÉPLOIEMENT DES SOLUTIONS DANS LE TEMPS
Figure 5 : représentation des tendances de déploiements temporels des solutions technologiques,
avec la contribution de chacune au taux cumulé de recharge intelligente.
Le pilotage simplifié par signal tarifaire (1.a) est simple à mettre en œuvre et efficace pour limiter les
appels de charge aux heures pleines. Le déploiement de cette solution, qui devrait perdurer dans
le temps, pourrait se faire très rapidement. Le pilotage simplifié par contrôle direct de la recharge (1.b) se
développera à mesure que des délesteurs programmables seront commercialisés et introduits dans
les installations. Il devrait petit à petit laisser sa place au profit du pilotage flexible au niveau du bâtiment
avec échanges énergétiques unidirectionnels (2.a). Cette solution prendra son essor au fur et à mesure que
les normes de communication avancée (type ISO/IEC 15118) seront déployées dans les bornes et
les véhicules. Avec le déploiement des réseaux électriques intelligents et l’évolution des réglemen-
tations, les solutions mises en place au niveau des bâtiments seront progressivement étendues au
niveau du réseau (3.a). Enfin, des solutions avec échanges énergétiques bidirectionnels viendront
complémenter celles déjà en place pour un certain nombre de cas d’usage appropriés, dans un
espace plus élargi. Aujourd’hui, les capacités bidirectionnelles semblent présenter plus d’intérêt
au niveau du réseau (solution 3.b) qu’au niveau de la maison ou du bâtiment (solution 2.b) où la
majeure partie de la valorisation est captée en unidirectionnel. À l’horizon temporel 2030, 90% des
recharges de véhicules rechargeables devraient comporter un niveau d’intelligence et de contrôle
en puissance quel qu’il soit1
.
Le développement des solutions de charge / décharge intelligente se fera de manière concomitante
avec (et sera donc conditionné par) celui des réseaux électriques intelligents et des énergies renou-
velables intermittentes.
1. Les recharges ultra-rapides, entre autres, ne seront pas pilotées en puissance.

10. LES RECOMMANDATIONS
10
LES
RECOMMANDATIONS
En conclusion de ce document, le groupe de travail formule neuf recommandations :
1 Mettre en place des solutions
de charge intelligente
Il est nécessaire de mettre en place des solutions de charge intelligente dès à présent afin de limiter
les appels de puissance créés par une recharge simultanée de multiples véhicules rechargeables,
que ce soit pour un usage privé individuel (utilisation optimale de la puissance souscrite) ou pour
un espace public (gestion via l’opérateur de recharge en fonction des contraintes client). Avec les
technologies actuelles, il est déjà possible de réaliser des stratégies de premier niveau, par exemple
en décalant la recharge des véhicules en heures creuses « vides » (en évitant notamment la simul-
tanéité avec les appels de courant des ballons d’eau chaude), avec des retours sur investissement
extrêmement courts. Ces solutions intelligentes pourront être en mode 2 ou 3, sachant que seul le
mode 3 permettra de tirer le meilleur parti des offres des fournisseurs ou des distributeurs. Cette
mise en place systématique de pilotage est nécessaire également pour éduquer les utilisateurs à une
connexion et une recharge normale optimisée dès que le véhicule est immobilisé, pour n’utiliser la
recharge rapide qu’en situation exceptionnelle de « batterie à plat » sur longs trajets.

2 Travailler les modèles d’affaire
et les offres tarifaires
Les modèles économiques montrent que certains cas d’usage de la recharge intelligente ont un
retour sur investissement très court. Nous recommandons de travailler les modèles d’affaire et le
partage incitatif de la valeur créée afin d’accélérer le déploiement de la recharge intelligente, et de
définir les politiques publiques associées. Ces retours sur investissement sont étroitement liés aux
offres tarifaires des opérateurs qui vont évoluer fortement en fonction de la maturité du marché.
Une probable augmentation de la partie puissance du TURPE est à anticiper, ce qui rendra encore
plus attractif le pilotage intelligent.
3 Définir une qualité de service et maximiser
la simplicité d’utilisation
Une attention particulière doit être portée à l’utilisateur final dans la conception des stratégies de
charge/décharge intelligente. L’attitude des utilisateurs sera amenée à évoluer vers davantage d’an-
ticipation (prévisions et communication des besoins, véhicule utilisé pour d’autres objectifs que le
transport, etc.). Les solutions proposées devront s’adapter aux déplacements imprévus et garantir
une parfaite transparence sur les données des utilisateurs collectées et l’usage qui en est fait. La
simplicité d’utilisation sera également un critère de réussite pour le déploiement de ces solutions. Il
est nécessaire de bien définir la qualité de service dont l’utilisateur bénéficie. Une définition claire
de cette qualité de service doit permettre d’établir une confiance de l’utilisateur dans le processus.
Cette confiance sera garante de l’adhésion de l’utilisateur.
4 Développer des véhicules capables de
communiquer avec des bornes et le réseau
La mise en place des différentes étapes de la feuille de route suppose des évolutions technologiques,
normatives et réglementaires qui doivent être portées par l’ensemble des acteurs de la filière :
Les constructeurs automobiles doivent proposer des véhicules capables de communiquer les
données nécessaires, notamment le SOC. Éventuellement, ces véhicules peuvent être bidirec-
tionnels, c’est-à-dire capables de réinjecter de l’énergie sur le réseau en respectant les contraintes
de sécurité. Dans ce dernier cas, la potentielle dégradation additionnelle de la batterie doit être
évaluée et valorisée.
Les constructeurs de bornes de recharge doivent proposer des bornes capables de communiquer
d’un côté avec le véhicule, et de l’autre avec les gestionnaires de réseaux, les agrégateurs, les opé-
rateurs de mobilité, etc. Éventuellement, ces bornes peuvent être bidirectionnelles (implications
très différentes selon que la borne comprenne ou non l’électronique de puissance).
Les gestionnaires de réseaux doivent mettre en place des mécanismes qui permettent aux opé-
rateurs de recharge de valoriser leur flexibilité. La mise en place de ces mécanismes est forte-
ment conditionnée à l’émergence de modèles économiques, eux-mêmes liés à la volatilité de
l’ensemble des consommations et productions raccordées au réseau.

5 Renforcer l’approche système dans la
conception des normes de communication
La diversité des cas d’usage nécessite un renforcement de l’approche système dans la conception
des normes de communication (modèles de données, protocoles, cybersécurité). Par exemple la
SAE, au travers de la collection J2847, propose des solutions de communication entre véhicules
et bornes (SAE J2847/2), mais aussi directement entre véhicules et gestionnaires d’énergie (SAE
J2847/1 et J2847/3). Il est toutefois important de conserver des approches « métier » dans les
modèles de données (supervision des bornes, gestion d’énergie, identification, facturation, …). Sur
ce sujet, il est souhaitable que les protocoles de communication s’appuient sur des normes et des
outils déjà en place au sein des systèmes d’information des opérateurs afin d’éviter des interfaces
complexes entre les systèmes d’information des constructeurs, OIRVE et distributeurs.
6 Faire évoluer les référentiels normatifs pour
prendre en compte le « smart charging »
Les référentiels normatifs relatifs à la performance énergétique des bâtiments, de même que ceux
propres aux systèmes d’automatisation, de régulation ou de gestion technique, telle que la norme
EN 12232, doivent évoluer au plus vite pour prendre en compte les systèmes de recharge de véhi-
cules électriques. De même, il est fortement souhaitable que les organes officiels délégués par les
Pouvoirs Publics et les Comités Stratégiques de filières, tel le Comité d’Orientation Stratégique
pour les Eco-Industries (COSEI), considèrent dans leurs travaux et publications la dimension nou-
velle que représente le véhicule électrique, son impact et son interaction avec les autres dimensions
de l’écodéveloppement.
7 Faciliter l’application de la norme sur
l’interface de communication entre véhicule
et réseau électrique
La norme ISO/IEC 15118 couvre un spectre d’application très large. En conséquence, sa mise en
œuvre est complexe, et l’interopérabilité des messages provenant des acteurs secondaires (décrits
dans la norme) n’est pas étudiée à ce jour (notamment concernant l’utilisation des tables tarifaires,
ou les conditions d’activation de la renégociation). Afin d’accélérer l’adoption de cette norme, la
filière française pourrait proposer un document de référence permettant à l’ensemble des parties
prenantes de développer des solutions ou des services à valeur ajoutée, en recherchant dans un
premier temps la couverture des solutions les plus simples et les plus efficaces.

8 Promouvoir le développement de normes
de communication
La filière française devrait promouvoir le développement de normes de communication assu-
rant l’interopérabilité pour l’ensemble des communications requises entre tous les acteurs du do-
maine. Une multiplication des standards – telle qu’elle se dessine aujourd’hui – pourrait nuire à
l’interopérabilité.
9 Normaliser le point d’interface
avec la batterie
La plupart des solutions évoquées dans ce document pourraient s’appliquer aux batteries station-
naires, et en particulier aux applications seconde vie des batteries de véhicules. Afin de permettre
ces applications1
, et si l’équation économique globale le justifie, il pourrait s’avérer opportun de
normaliser le point d’interface2
avec la batterie, afin de pouvoir intégrer plusieurs batteries issues
de constructeurs différents.
1. Ces applications supposent typiquement une armoire de pilotage global et des armoires de commandes par unité de stockage (DDR,
Imax,…).
2. Le terme « point d’interface » recouvre ici le connecteur de la batterie, ainsi que les protocoles de communication de la batterie avec
d’autres composants.

11. ANNEXES
11
ANNEXES
Sommaire annexes
A Description détaillée des modèles d’affaire............................................46
B Détail du calcul des modèles économiques :...........................................51
C Réglementation et normes.......................................................................52
D Interviews..................................................................................................55
E Projets de recherche du domaine............................................................88

11. ANNEXES
ANNEXE A : DESCRIPTION DÉTAILLÉE
DES MODÈLES D’AFFAIRE
A.1 Les services
La recharge simple n’implique pas d’autre service que la charge de la batterie du véhicule dès que
celui-ci est raccordé au réseau électrique.
Mais dès que l’on parle de recharge intelligente, cela implique des services autour de la gestion
de la recharge des VR. Chacun de ces services peut être défini par le triplet « Pour qui ? Quoi ?
Par qui ? ». Le choix est fait ici d’aborder l’identification des services par leur bénéficiaire (ou
destinataire) :
• Pour qui : entité(s) finale(s) bénéficiaire(s) du service
• Quoi : type de service offert
• Par qui : liste du ou des acteurs impliqués pour la mise en place du service
Chaque service peut impliquer un ou plusieurs acteurs et intervenir sur plusieurs domaines
d’application.
A.1.1 Pour l’utilisateur particulier du VR (domaine d’application résidentiel
individuel)
Il s’agit de l’utilisateur le plus souvent d’un unique VR. La liste se veut volontairement circonscrite
au périmètre résidentiel :
Tableau 2 : Services pour l’utilisateur particulier
Service (Quoi ?) Par qui ? Description
Réduction du coût
raccordement
Opérateur de Charge GRD • Optimisation du placement de la recharge pour limiter la puissance
appelée et réduire ainsi la puissance souscrite au raccordement
RPD.
• Peut inclure la réinjection V2H pour réduire encore Pmax.
• A priori n’implique pas (directement) le fournisseur (d’électricité).
Réduction de la facture
d’énergie
Opérateur de Charge
Fournisseur
GRD
• Optimisation du placement de la recharge pour bénéficier de prix
plus bas (hors pointe) de l’énergie soutirée. Peut être fait par signal
tarifaire… mais dépend d’un contrat de fournisseur (part
énergie facturée au PDL).
Optimisation
autoconsommation
production locale
Fournisseur
GRD
• Synchronisation de la recharge avec la production locale (EnR).
Recharge décarbonée
100% EnR
Fournisseur
• Valorisation spécifique de productions EnR (localisations différentes
du site de recharge) sur le périmètre du fournisseur ou du
responsable d’équilibre.
• Dépend directement d’un contrat commercial entre le fournisseur
et le PDL.
Recharge la moins
« carbonée »
Fournisseur
GRD
GRT
• Il s’agit ici d’indiquer simplement la composition (ou poids CO2
) du
mix électrique global à chaque instant, pour privilégier les périodes
de recharge.
• Attention à l’influence que pourrait avoir un placement massif de
recharge sur certaines périodes, conduisant à modifier ce même mix
(utilisation moyens marginaux fortement émetteurs de CO2
).

11. ANNEXES
A.1.2 Pour l’utilisateur particulier du VR (domaine d’application
résidentiel collectif)
Idem que pour un particulier en résidentiel individuel en portant les réflexions non plus au niveau
de la maison mais du bâtiment.
A.1.3 Pour le gestionnaire d’un site tertiaire / industriel
Idem que pour un particulier en résidentiel collectif. Le gestionnaire peut également endosser le
rôle de Responsable d’Equilibre.
A.1.4 Pour un gestionnaire de flotte multi-site
Idem que pour un unique site.
Tableau 3 : Services pour un gestionnaire de flotte multi-site
Gestion d’énergie
globale sur le
périmètre
Fournisseur(s)
Responsable d’Equilibre
Gestion de l’énergie sur le périmètre, incluant le contrôle de la
recharge des VR, afin de prévoir et d’agir sur les déséquilibres
éventuels.
A.1.5 Pour un Responsable d’Equilibre et un fournisseur
La flexibilité apportée par la gestion d’une flotte de VR (i.e. de tous les véhicules raccordés aux
PDL rattachés au RE, véhicule pouvant appartenir à plusieurs propriétaires) offre la possibilité
d’équilibrer le périmètre et peut être valorisé sur différents mécanismes.
Tableau 4 : Services pour un Responsable d’Equilibre (RE) ou un Fournisseur
Gestion d’énergie
globale sur le
périmètre
Agrégateur
Gestion de l’énergie sur le périmètre, incluant le contrôle de la
recharge des VR, afin de prévoir et d’agir sur les déséquilibres
éventuels.
Offre énergie gré-à-gré Opérateur de Charge
Agrégateur
Offre achat/vente bloc d’énergie en gré-à-gré possible par la
flexibilité de la recharge des VR.

11. ANNEXES
A.1.6 Pour un gestionnaire de réseau de distribution
Les services à destination du RPD sont pour la plupart à créer (par rapport à la situation actuelle).
Le périmètre géographique est de fait limité, allant d’une ligne BT à un poste source, en passant
par un départ HTA.
Tableau 5 : Services pour un gestionnaire de réseau de distribution
Réglage en tension Opérateur de Charge
Fournisseur(s)
Agrégateurs
Pour un réglage automatique que permettrait l’électronique de
puissance de la borne.
Offre « de flexibilité »
pour lever les
contraintes réseau
Fournisseur(s)
Agrégateurs
Flexibilité (à la hausse ou à la baisse) locale mise à disposition (au
travers d’un contrat) du GRD pour contraintes locales. Un lien doit
être établi avec les RE car implique des actions sur leur périmètre.
À noter également que cette flexibilité peut contribuer à un
équilibre plus global (EOD) ce qui nécessite alors une
coordination et un arbitrage (besoins RPD/RPT)
A.1.7 Pour un gestionnaire de réseau de transport
Que ce soit au travers du mécanisme d’ajustement, des services systèmes, du mécanisme de capa-
cité… plusieurs règles peuvent permettre la valorisation de services pour la gestion du système
électrique.
Ces services sont principalement conditionnés par les volumes effectivement en jeu, dépendant
directement du nombre de VR en circulation. Cela implique l’intervention d’acteurs intermédiaires
pour constituer des volumes conséquents pour le système électrique : les agrégateurs.
Mais la pertinence de la gestion de la recharge pour ces services ne fait aucun doute et mérite d’être
regardée avec intérêt.
Tableau 6 : Services pour un gestionnaire de réseau de transport
Offre d’ajustement Opérateur de Charge
Fournisseur(s)
Agrégateurs
Sur MA
Pour cause « contrainte réseau » ou « P=C »
À la hausse comme à la baisse
Offre d’effacement Opérateur de Charge
Fournisseur(s)
Agrégateurs
Sur NEBEF
Service système Opérateur de Charge
Agrégateurs
Éventuellement réglage primaire de fréquence à partir du signal de
fréquence disponible à la borne de recharge.
Lien avec « Network Code on Demand Connection » ?
Capacités
(d’effacement)
Fournisseur(s)
Agrégateurs
Sur mécanisme de capacité ou sur mécanisme d’appel d’offre
d’effacement.

Afnor rapport vehicules_rechargeables_et_reseaux_electriques_12-2016

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