L'auto elettrica come batteria della rete: a che punto siamo con il Vehicle-to-Grid?

Il 20 novembre 2025 il V2G Leaders Summit ha riunito a Bruxelles oltre duecento tra rappresentanti della Commissione, operatori di rete, costruttori e ricercatori. Era il primo evento del genere organizzato dalla Commissione insieme a IEA Task 53. Le conclusioni della giornata sono state nette: la tecnologia per usare le batterie dei veicoli elettrici come risorsa per la rete esiste, ma la sua diffusione su scala resta bloccata da nodi tecnici, regolatori e commerciali ancora aperti. Un anno dopo, con l'Electrification Action Plan della Commissione appena adottato e con l'Italia che sta chiudendo il proprio impianto normativo sull'aggregazione della ricarica, è il momento giusto per fare il punto.

Cos'è il V2G

Il vehicle-to-grid indica la possibilità di far scorrere energia in entrambe le direzioni tra la batteria di un'auto elettrica e la rete: non solo ricarica, ma anche restituzione di energia quando serve. È un concetto distinto dal V1G, ossia la ricarica intelligente unidirezionale, che modula solo tempi e potenza di ricarica e dal V2H/V2B (vehicle-to-home/building), dove l'auto alimenta direttamente un'abitazione o un edificio, senza passare dalla rete pubblica.


Cosa resta dal summit di Bruxelles

Al netto degli interventi istituzionali, i punti fermi usciti dal summit sono essenzialmente quattro.

Primo: la scalabilità dipende dall'interoperabilità, non dalla disponibilità di batterie o caricatori. Le prime soluzioni commerciali funzionano, ma si basano su accordi bilaterali e stack proprietari tra singolo produttore auto e singolo operatore energetico. Senza standard comuni, ogni implementazione resta un'isola.

Secondo: gli Stati membri non devono aspettare nuova legislazione europea per muoversi. Grazie a meccanismi di sandbox regolatoria a livello nazionale, possono già sperimentare deroghe mirate alla propria normativa; è la stessa logica che l'Electrification Action Plan formalizzerà pochi mesi dopo.

Terzo: nessun attore può fare da solo. Il messaggio delle sessioni conclusive è stato che il valore del V2G nasce solo quando energia, mobilità e digitale lavorano insieme — un punto che vale sia a livello europeo sia, come si vedrà, a livello di singola filiera nazionale.

Quarto: la governance della sicurezza dei dati resta un tema aperto e urgente, tanto quanto gli standard tecnici. Il gruppo di esperti Digital4Energy della Commissione e il Sustainable Transport Forum sono stati indicati come i tavoli su cui si giocherà il consenso nei prossimi mesi. Il prossimo appuntamento di verifica è già fissato: il V2G Leaders tornerà a Bruxelles a novembre 2026.


Il nodo tecnico: standard che non parlano ancora la stessa lingua 

Il problema più citato al summit è l'interoperabilità tra veicolo e colonnina. Lo standard chiamato a risolverlo è ISO 15118-20, il protocollo di comunicazione EV-EVSE che diventerà obbligatorio per i punti di ricarica nuovi o rinnovati, pubblici e privati, dal 1° gennaio 2027. Il problema è che l'implementazione è ancora acerba: quando sistemi diversi si incontrano spesso non si riconoscono correttamente, con il risultato tipico del messaggio di errore che blocca la sessione di ricarica.

A complicare il quadro c'è il ritardo nell'attuazione dei codici di rete sui Requirements for Generators (RfG), che dovrebbero definire come veicoli e caricatori bidirezionali si connettono tecnicamente alla rete elettrica. Senza queste regole, produttori e operatori continuano a sviluppare soluzioni proprietarie. Su questo fronte, IEA Task 53 sta costruendo una rete di laboratori di test in tre continenti, con l'obiettivo di arrivare entro il 2028 a un accordo condiviso sui componenti di base necessari alla certificazione. Un contributo indiretto arriva anche dal mondo open source: il coinvolgimento di progetti come EVEREST nei processi di standardizzazione formale viene visto come una via per rendere più agile lo sviluppo degli standard, oggi troppo lento rispetto al ritmo di innovazione del settore.


I risultati del progetto europeo FLOW

Molto di quello che si sa oggi sulle barriere concrete al V2G viene da un unico progetto Horizon Europe, FLOW, avviato a luglio 2022 e della durata di quattro anni, con un consorzio di 30 soggetti da 9 Paesi e un budget di oltre 9,8 milioni di euro. Terna vi partecipa ed è responsabile del dimostratore italiano, mettendo a disposizione la propria Crowd Balancing Platform come orchestratore tra gli stakeholder e l'E-mobility Lab per caratterizzare le prestazioni degli asset coinvolti. Il progetto conta cinque dimostratori complessivi, tra Repubblica Ceca, Irlanda, Italia, Danimarca e Spagna.

Le barriere individuate dal progetto si concentrano su cinque aree - utente, tecnologia, costo, regolazione, mercato - e tra le più rilevanti ci sono la doppia tassazione dell'energia scambiata più volte al giorno con la rete, il costo dei caricatori bidirezionali, l'incertezza sul ruolo dell'aggregatore e il degrado della batteria, che varia a seconda della chimica della cella (LFP si comporta meglio di NMC, più sensibile alla profondità di scarica). Sul fronte dei servizi offribili, lo schema individuato distingue tre livelli - dietro il contatore, distribuzione, trasmissione - con un valore crescente ma anche una complessità di coordinamento crescente.

Coerentemente con queste evidenze, Terna mantiene una posizione prudente sul V2G a livello di sistema: la tecnologia non è ancora matura per contribuire in modo significativo alla flessibilità su larga scala, per la difficoltà di garantire osservabilità, misurabilità e controllabilità dei flussi bidirezionali a costi compatibili con il modello di business di un aggregatore. Nel breve-medio periodo, l'operatore vede quindi nel V1G il principale contributo di flessibilità atteso dalla mobilità elettrica.


L'Italia si dota di uno standard: il CIR

Mentre a livello europeo la partita si gioca ancora sull'armonizzazione degli standard veicolo-colonnina, in Italia un pezzo diverso del problema - l'aggregazione della ricarica privata, cioè quella domestica, condominiale e aziendale - ha già una filiera normativa quasi completa, costruita in pochi anni attraverso il lavoro congiunto di CEI, ARERA e RSE.

Il dispositivo al centro del sistema si chiama CIR, Controllore di Infrastruttura di Ricarica e mira a integrare efficacemente ed economicamente i veicoli elettrici nella rete elettrica, sia in modalità unidirezionale smart (V1G) sia bidirezionale.

Si tratta di un apparato installato presso il punto di ricarica che raccoglie i dati elettrici e contrattuali dell'utenza, dialoga con la wallbox per modulare o sospendere la sessione di ricarica, ed esegue in autonomia una logica di controllo locale - il power management - che garantisce sempre la continuità di fornitura all'utente prima di eseguire eventuali comandi esterni. Dall'altra parte dell'interfaccia c'è il RO, l'Operatore Remoto: il soggetto (aggregatore, balance service provider, gestore di comunità energetica) abilitato a operare sul mercato dei servizi di flessibilità.

Un dettaglio tecnico rilevante: il CIR sfrutta l'infrastruttura Chain2 dei contatori elettronici di seconda generazione, già diffusi su oltre il 98% delle utenze italiane, evitando così la necessità di installare nuovi smart meter o linee di comunicazione dedicate. Tra le funzionalità obbligatorie c'è anche una risposta automatica in caso di sottofrequenza di rete: ogni CIR sospende la ricarica quando la frequenza scende sotto una determinata soglia, un meccanismo che agisce localmente, senza attendere l'operatore remoto, contribuendo alla regolazione primaria di frequenza del sistema.

Il percorso normativo è stratificato su più livelli. A monte c'è la direttiva europea RED III, che introduce i principi di controllo e flessibilità per la ricarica intelligente. Il decreto legislativo 9 gennaio 2026 n. 5, che la recepisce in Italia, inserisce nel decreto rinnovabili (D.Lgs. 199/2021) il nuovo articolo 45-bis, fissando al 30 giugno 2026 la data da cui i punti di ricarica di potenza standard non accessibili al pubblico, se installati o sostituiti, devono avere un CIR conforme. Il CEI, tramite il proprio Comitato Tecnico 316, ha reso normativo l'Allegato X della norma CEI 0-21 (richiamato a sua volta dalla CEI PAS 57-127 per l'interfaccia con l'operatore remoto) fissando l'obbligatorietà effettiva al 1° gennaio 2027: la stessa data in cui, a livello europeo, diventa obbligatorio lo standard ISO 15118-20.

Il percorso è stato accompagnato da due fasi di sperimentazione sul campo condotte da RSE, la seconda con tredici partner tra industria, aggregatori, CPO e università, oltre che da delibere ARERA (634/2023/R/eel e 22/2025/R/eel) che ne hanno definito il quadro regolatorio.

Quanto vale, in concreto, questa flessibilità? Le stime RSE, basate sugli scenari PNIEC al 2030, indicano un potenziale per un aggregato nazionale di circa 3.837 MWh al giorno, pari a circa il 23% della riserva secondaria approvvigionata giornalmente da Terna. Con il parco veicoli attualmente circolante in Italia, circa 300.000 unità, il potenziale scende oggi a 267 MWh al giorno, l'1,6% della stessa riserva: un numero che restituisce bene la distanza tra il potenziale teorico e quello attivabile nel breve termine, e che spiega la cautela di Terna richiamata sopra.


Il quadro normativo europeo che si muove

Per ottenere le prime regole condivise si è dovuto aspettare il 2026. L'Electrification Action Plan, adottato dalla Commissione europea il 17 luglio 2026, è il testo che condensa le richieste emerse a Bruxelles in azioni con scadenze precise.

Il primo intervento riguarda la sperimentazione regolatoria: la Commissione lancerà un quadro per sandbox regolatorie e living lab negli Stati membri, pensato per abilitare nuovi modelli di business V2G senza dover attendere una legislazione europea completa. È la formalizzazione di un principio già circolato al summit di novembre: i Paesi che vogliono muoversi prima possono farlo, deviando in modo controllato dalla propria normativa nazionale.

Sul fronte della domanda, entro metà 2027 la Commissione valuterà e promuoverà l'introduzione dello smart charging come opzione di default nei contratti di fornitura elettrica legati agli EV - un intervento che sposta l'onere dall'utente, che oggi deve attivare volontariamente le funzioni intelligenti, al fornitore, che dovrà offrirle come impostazione predefinita.

Il passaggio più strutturale riguarda però i veicoli stessi: entro la fine del 2027 la Commissione introdurrà requisiti V2G obbligatori per i nuovi veicoli elettrici immessi sul mercato interno dell'Unione a partire dal 2030, compresi requisiti tecnici per l'interoperabilità come protocolli di comunicazione standardizzati. È il punto che più direttamente incide sulla filiera industriale: per la prima volta la capacità di scaricare la batteria verso la rete diventerebbe un requisito di omologazione, non una funzione opzionale lasciata alla scelta commerciale del singolo costruttore.

Il piano guarda anche oltre la mobilità in senso stretto. È prevista una revisione del Regolamento AFIR per sostenere ulteriormente la diffusione delle infrastrutture di ricarica, e il sostegno allo sviluppo di una metodologia comune, entro il 2027, per valutare il potenziale di flessibilità in settori industriali diversi e nei data center - un tentativo di colmare il vuoto conoscitivo su un comparto di flessibilità emergente che va oltre gli EV. Collegato a questo, il piano prevede anche uno schema comune dell'Unione per la classificazione energetica dei data center, con l'obiettivo di aumentare la trasparenza sui consumi e introdurre standard minimi di prestazione che ne valorizzino il potenziale di flessibilità.

A monte di tutto questo resta un tassello normativo già operativo: l'articolo 20a del RED III, la cui applicazione è stata chiarita da una comunicazione della Commissione poco prima del summit, impone la condivisione gratuita e in tempo reale dei dati relativi alla batteria - condizione che il settore considera un prerequisito, più che un dettaglio tecnico, per qualunque servizio di flessibilità scalabile. In parallelo, a livello di singolo Stato membro, la Germania ha avviato una revisione della propria regolazione per offrire condizioni più favorevoli all'accumulo residenziale e al V2G, affrontando in particolare la doppia tassazione - lo stesso ostacolo che la deliverable di FLOW classifica come "major".

Preso nel suo insieme, il pacchetto disegna una sequenza temporale piuttosto chiara: sandbox e smart charging di default nel 2026-2027, requisiti V2G definiti entro fine 2027, obbligo effettivo sui nuovi veicoli dal 2030. È la finestra in cui la filiera (costruttori, CPO, aggregatori, TSO e DSO) dovrà decidere se arrivare pronta o rincorrere.



Articolo realizzato in collaborazione con Rinnovabili.it