auto elettrica come batteria di rete

L’auto elettrica ferma nel parcheggio condominiale non è un costo inerte: è una batteria da decine di kilowattora collegata alla rete, capace di cedere energia nelle ore di picco e riassorbirla quando i pannelli fotovoltaici producono in eccesso. La tecnologia Vehicle-to-Grid (V2G) trasforma questa possibilità in un servizio misurabile, remunerato e utile all’intero sistema elettrico

Immaginate un’abitazione con sei kilowatt di fotovoltaico sul tetto e un’auto elettrica in garage. Di giorno, quando l’auto è ferma e il sole produce in eccesso, la batteria del veicolo si carica.

Nel tardo pomeriggio, quando la rete è sotto pressione per il picco serale e la generazione solare cala, quella stessa batteria restituisce energia: alla casa, o direttamente alla rete.

Il proprietario non fa nulla: un sistema di energy management decide autonomamente quando caricare, quando cedere, quanto trattenere.

Questo è il Vehicle-to-Grid nella sua versione più matura: non un gadget per early adopter, ma un nodo attivo in una rete distribuita di flessibilità. Il veicolo smette di essere un carico e diventa una risorsa.

I numeri del potenziale

Il contesto in cui questa tecnologia si inserisce è in rapida evoluzione. A fine 2024 il parco globale di auto elettriche aveva raggiunto quasi 58 milioni di unità, più del triplo rispetto al 2021. Secondo le proiezioni Iea (Global Ev Outlook 2024), nello scenario di politiche dichiarate lo stock mondiale di Ev crescerà fino a 250 milioni entro il 2030.

In Italia il quadro è più lento. Al 31 dicembre 2025 il parco circolante di auto elettriche contava 365.091 unità. Secondo lo Smart Mobility Report 2025 del Politecnico di Milano, nella migliore delle ipotesi le auto a zero emissioni raggiungeranno il 16% del parco circolante italiano entro il 2030 – una percentuale nettamente inferiore a quella già oggi presente in Francia (25,4%) e Germania (20,3%).

Eppure, anche con numeri contenuti, il potenziale di accumulo distribuito è tutt’altro che trascurabile. Secondo le stime di Terna citate nella relazione Arera 2024, 6,5 milioni di veicoli elettrici circolanti in Italia al 2030 – scenario Pniec – potrebbero offrire una capacità teorica di accumulo distribuito di circa 300 GWh.

Per confronto, l’intero parco di storage stazionario installato in Italia oggi è ancora lontano da quella cifra. Sempre secondo le stime Arera, la remunerazione dei servizi erogati alla rete potrebbe generare ricavi nell’ordine di circa 100 euro per veicolo all’anno.

L’Italia: avanti sulla carta, indietro nella pratica

Il quadro normativo italiano ha fatto passi reali. Il decreto MiSE sul Vehicle-to-Grid ha individuato le modalità di partecipazione ai mercati elettrici tramite le Uvam – Unità Virtuali Abilitate Miste – consentendo alle infrastrutture di ricarica bidirezionale di operare in forma aggregata nel Mercato per i Servizi di Dispacciamento.

Grazie agli interventi di Arera e agli aggiornamenti del Codice di Rete di Terna, l’energia prelevata da un veicolo e poi reimmessa nella rete non è soggetta agli oneri di sistema, riconoscendone la funzione di stoccaggio.

Sul piano sperimentale, Rse ha avviato nel 2020 il proprio Laboratorio V2G a Milano, testando infrastrutture di ricarica bidirezionale per fornire servizi di bilanciamento e regolazione di frequenza; Terna ha attivato un E-mobility Lab per i test su veicoli e colonnine bidirezionali; Areti ha progettato uno Smart Park con integrazione fotovoltaica e sistemi di accumulo.

Il problema non è la regolazione di principio: è l’attuazione concreta. La quota di infrastrutture e veicoli effettivamente operativi in V2G resta oggi marginale, sebbene la sperimentazione Arera – avviata nel 2021 e prorogata fino al 30 giugno 2027 – mantenga aperte le adesioni fino al 30 giugno 2026.

Mancano ancora standard di misura condivisi per la contabilizzazione dell’energia bidirezionale, procedure chiare per l’integrazione con i processi di dispacciamento in bassa tensione e un’offerta di veicoli e wallbox compatibili sufficientemente ampia da creare massa critica.

Cosa si testa sul campo in Germania: Bdl Next

È in questo contesto che il progetto Bdl Next – promosso da E.On con un consorzio che coinvolge industria automotive, operatori di rete e centri di ricerca – rappresenta un laboratorio di interesse diretto anche per il dibattito italiano.

La fase pilota, avviata con la consegna dei veicoli ai nuclei familiari partecipanti al Bmw Welt di Monaco, punta a testare in condizioni reali l’architettura completa di un sistema V2G integrato: veicolo, wallbox, sistema di energy management, impianto fotovoltaico e storage stazionario.

Non componenti isolati, ma un ecosistema in cui tutti i dispositivi comunicano e si coordinano, indipendentemente dal produttore. Il punto critico è l’interoperabilità.

Bdl Next lavora su standard aperti e cross-manufacturer: l’obiettivo è che la flessibilità di migliaia di abitazioni possa essere aggregata e attivata in modo coordinato, senza che l’utente debba intervenire.

Questo richiede protocolli standardizzati tra gestori di trasmissione, distributori locali e singoli utenti domestici – la condizione tecnica abilitante per il cosiddetto Redispatch 3.0, una forma moderna di gestione delle congestioni di rete che per la prima volta coinvolge risorse distribuite al livello della bassa tensione.

Il nodo della misura: chi conteggia cosa

Un aspetto spesso sottovalutato nel dibattito pubblico sul V2G riguarda la misura e l’attribuzione dei flussi energetici. Bdl Next affronta esplicitamente la questione: quando un’auto restituisce energia alla rete, bisogna determinare se quell’energia proviene da fonti rinnovabili, come si contabilizza nel sistema di bilanciamento e come viene remunerata.

Non è un problema tecnico minore, è la precondizione per qualsiasi mercato della flessibilità distribuita che funzioni a scala. In Italia questo nodo è ancora in parte irrisolto.

La delibera Arera ha riconosciuto il principio dello stoccaggio, ma i meccanismi di misura puntuale e di attribuzione certificata dell’origine dell’energia ceduta restano da definire nel dettaglio operativo.

Verso il Redispatch distribuito

Il modello che Bdl Next vuole dimostrare non è quello del singolo prosumer ottimizzato, ma quello della rete di migliaia di prosumer coordinati in tempo reale senza interferire con le abitudini quotidiane degli utenti.

Secondo le simulazioni di Rse, grazie alla remunerazione dei servizi erogati sul mercato del dispacciamento, l’utente potrebbe recuperare tra il 20-30% e il 60-70% dei costi di ricarica, in funzione delle diverse modalità d’uso.

Per il mercato di massa bisognerà aspettare oltre il 2030; ci sono però già oggi applicazioni di nicchia in cui il V2G ha senso, come gli autobus elettrici nei depositi notturni e i veicoli del car sharing in parcheggio durante il giorno.

La traiettoria però è definita: l’auto elettrica non è soltanto un sostituto del motore a combustione, è un’unità di stoccaggio mobile che – se integrata in un sistema di gestione intelligente – può modificare strutturalmente il profilo di carico della rete.