Evaluación del Potencial de Vehicle-to-Grid (V2G) para la Estabilización de la Red Eléctrica Española y la Integración de Renovables

1. Introducción: El Desafío de la Transición Energética en España y la Promesa del V2G

La red eléctrica española se encuentra inmersa en una profunda transformación, impulsada por los objetivos de descarbonización y la creciente integración de energías renovables, fundamentalmente eólica y solar fotovoltaica.¹ Esta transición es esencial para cumplir con los compromisos climáticos y ha logrado hitos importantes, como la reducción histórica de las emisiones de CO2 asociadas a la generación eléctrica.¹ Sin embargo, este cambio de paradigma no está exento de desafíos técnicos significativos. La naturaleza variable e intermitente de fuentes como la solar y la eólica, junto con el desplazamiento progresivo de las grandes centrales térmicas convencionales (carbón, gas, nuclear), está provocando una disminución de la inercia rotacional síncrona en el sistema.³ La inercia, tradicionalmente aportada por las masas giratorias de los grandes generadores síncronos, es un factor crucial para mantener la estabilidad de la frecuencia de la red ante perturbaciones.³ Su reducción incrementa la vulnerabilidad del sistema a desequilibrios bruscos entre generación y demanda, aumentando el riesgo de incidentes graves como los denominados «ceros eléctricos» o apagones generalizados.

El reciente «cero eléctrico» ocurrido en la península ibérica en abril de 2025 sirve como un caso de estudio paradigmático de estas nuevas vulnerabilidades.⁶ Este evento, caracterizado por una pérdida masiva y súbita de generación que llevó al colapso del sistema, puso de manifiesto el impacto potencial de estos incidentes en la sociedad y la economía, paralizando transportes, comunicaciones y servicios esenciales, y subrayando la urgencia de desarrollar e implementar soluciones que garanticen la seguridad y resiliencia del suministro eléctrico en este nuevo contexto operativo. El apagón no debe verse como un suceso aislado, sino más bien como un síntoma de las tensiones inherentes a la modernización acelerada de un sistema eléctrico complejo que persigue ambiciosos objetivos de descarbonización sin haber desarrollado paralelamente, y al mismo ritmo, las herramientas de flexibilidad y almacenamiento necesarias.¹

En este escenario, la tecnología Vehicle-to-Grid (V2G) emerge como una solución potencial con una capacidad disruptiva considerable. V2G describe la capacidad de los vehículos eléctricos (VEs) no solo de consumir energía de la red para cargar sus baterías (G2V, Grid-to-Vehicle), sino también de inyectar la energía almacenada de vuelta a la red de forma bidireccional cuando sea necesario.¹⁹ La hipótesis central es que una flota masiva de VEs, que pasan la mayor parte del tiempo estacionados ²², equipados con tecnología V2G y coordinados mediante sistemas de control inteligentes, podría funcionar como un gigantesco sistema de almacenamiento de energía distribuido y flexible. Este recurso podría desempeñar un papel clave en la estabilización de la red, mitigando los problemas derivados de la baja inercia, ayudando a gestionar la variabilidad de las renovables y, en última instancia, facilitando la transición hacia un sistema eléctrico con una penetración renovable muy elevada, incluso del 100%.

No obstante, la materialización de este potencial no depende únicamente de la madurez y el despliegue de la tecnología V2G en sí misma. Requiere la creación de un ecosistema habilitador completo, que abarque desde el desarrollo de estándares técnicos y protocolos de comunicación interoperables hasta el establecimiento de un marco regulatorio claro y modelos de negocio atractivos que incentiven la participación de los propietarios de VEs.²³ La integración exitosa de V2G a gran escala exigirá una coordinación sin precedentes entre el sector energético (operadores de red, comercializadoras), el sector de la automoción, los proveedores de tecnología y los propios consumidores, transformándolos en participantes activos del sistema eléctrico. Por lo tanto, la evaluación de la viabilidad de V2G debe abordar no solo sus capacidades técnicas, sino también estos complejos desafíos sociotécnicos y de mercado.

Este informe tiene como objetivo evaluar en profundidad la viabilidad técnica y económica de utilizar la tecnología V2G, aplicada a una flota de varios millones de vehículos eléctricos, como herramienta para estabilizar la red eléctrica española frente a los desafíos de la alta penetración renovable y la pérdida de inercia, analizando su potencial para prevenir eventos como el «cero eléctrico» de abril de 2025. Asimismo, se valorará la contribución de V2G a la gestión del almacenamiento energético diario y su impacto en la consecución de un sistema eléctrico 100% renovable en España.

2. Análisis del Incidente de «Cero Eléctrico» en España (Abril 2025) y el Problema de la Inercia

El apagón generalizado que afectó a la península ibérica los días 28 y 29 de abril de 2025 representa el colapso eléctrico más severo en la historia reciente de España y Portugal, sirviendo como una llamada de atención sobre los desafíos inherentes a la transición energética.¹¹

Cronología y Alcance del Apagón:

El incidente se desencadenó alrededor de las 12:33 (hora peninsular española) del 28 de abril.11 En un intervalo extremadamente corto, de apenas 5 segundos, el sistema eléctrico peninsular experimentó una pérdida súbita y masiva de generación activa, estimada en más de 15 GW.11 Esta cifra representaba aproximadamente el 60% de la demanda eléctrica peninsular en ese instante.11 Como consecuencia inmediata, se activaron las protecciones automáticas del sistema, llevando a la desconexión de las interconexiones internacionales con Francia y Marruecos para evitar un colapso en cascada que afectara al resto del sistema europeo (ENTSO-E).11 Entre las 12:40 y las 14:00, se produjo una caída generalizada del suministro que afectó a más del 85% del territorio peninsular, con especial incidencia en regiones como Madrid, Cataluña, Comunidad Valenciana, Castilla-La Mancha y Andalucía.11 Los sistemas insulares (Baleares y Canarias) y las ciudades autónomas de Ceuta y Melilla no se vieron afectados al operar de forma independiente.10 La recuperación del suministro fue progresiva pero lenta, requiriendo varias horas. A las 19:00 del día 28, solo se había recuperado el 35% de la demanda 17, y no fue hasta la madrugada y mañana del día 29 que se alcanzó una recuperación casi total (99% a las 06:00, 99,95% a las 07:00).11

Causas Técnicas Identificadas:

Aunque la investigación oficial detallada aún puede estar en curso, los análisis preliminares de Red Eléctrica de España (REE) y las valoraciones de expertos apuntan a una concatenación de factores técnicos en un contexto de operación del sistema particularmente complejo 9:

• Elevada Penetración de Renovables y Baja Inercia: En el momento del incidente, la generación renovable cubría un porcentaje muy alto de la demanda.¹⁵⁹ La mayor parte de esta generación (solar y eólica) es de tipo asíncrono, conectada a la red a través de inversores electrónicos que, de forma inherente, no aportan la inercia rotacional de las centrales síncronas convencionales.³ Esta baja inercia sistémica redujo la capacidad de la red para amortiguar la perturbación inicial, haciendo que la frecuencia cayera de forma mucho más abrupta ante la pérdida de generación.⁵
• Desconexión Masiva de Generación (Solar): REE identificó dos episodios consecutivos de «desconexión de generación» como el evento desencadenante.¹² Aunque la red pudo soportar el primer evento, el segundo provocó la pérdida masiva de 15 GW.¹² Varias fuentes sugieren que esta desconexión provino mayoritariamente de plantas solares fotovoltaicas.⁹ Se postula que el sistema fue «víctima de su propio éxito» ⁹: un posible exceso de producción solar, quizás combinado con una baja demanda relativa o problemas de congestión local, pudo llevar a sobretensiones o huecos de tensión que activaron los mecanismos de autoprotección de numerosas plantas fotovoltaicas, desconectándolas de forma casi simultánea.⁴ Esta desconexión masiva y coordinada, aunque diseñada para proteger los equipos individuales, tuvo un efecto devastador a nivel sistémico. Implica que los estándares de conexión y los requisitos de comportamiento de los inversores fotovoltaicos ante perturbaciones (su capacidad de fault ride-through) podrían necesitar una revisión para asegurar una respuesta más resiliente y coordinada en escenarios de baja inercia, evitando desconexiones masivas que agraven las crisis en lugar de ayudar a contenerlas.
• Pérdida de Interconexión con Francia: La desconexión automática de la interconexión con Francia, aunque necesaria para proteger al sistema europeo, eliminó el soporte de inercia que aportaba la red continental, exacerbando el desequilibrio de potencia y la caída de frecuencia en la península.⁵ La limitada capacidad de interconexión de la península ibérica ¹⁵ es una vulnerabilidad conocida que dificulta la gestión de contingencias.¹¹
• Debate sobre la Gestión Operativa: Ha surgido un debate sobre si el incidente pudo deberse, al menos en parte, a una «mala gestión» por parte de REE, por ejemplo, por no prever adecuadamente el riesgo de sobrepotenciación o no disponer de suficientes reservas rodantes activas.⁹ REE, por su parte, ha descartado un error humano intencional o sabotaje interno, atribuyendo el origen a factores técnico-sistémicos y afirmando que se actuó según los protocolos.⁹ Esta discusión es fundamental: más allá de si se siguieron los protocolos existentes, la cuestión clave es si dichos protocolos y las herramientas de planificación y operación son aún adecuados para gestionar un paradigma de red radicalmente diferente, caracterizado por la alta volatilidad renovable y la baja inercia. El hecho de que la matriz de REE (Redeia) hubiera alertado previamente sobre el riesgo de desconexiones severas ¹ sugiere que el problema podría ser más profundo que un fallo operativo puntual, apuntando a una posible desalineación entre las capacidades del sistema y los nuevos desafíos operativos. La dependencia de importaciones de emergencia desde Francia para iniciar la recuperación del sistema ⁹ también subraya estas vulnerabilidades sistémicas.
• Hipótesis Descartadas: REE y otras autoridades descartaron inicialmente hipótesis como un ciberataque coordinado (aunque la Audiencia Nacional mantiene abierta una investigación ¹²), un error humano deliberado o un fenómeno meteorológico extremo.⁹

Consecuencias del Apagón:

El impacto del «cero eléctrico» fue profundo y generalizado, afectando a prácticamente todos los aspectos de la vida moderna 6:

• Transporte: Paralización total de la red ferroviaria (Adif, Renfe), incluyendo trenes de media y larga distancia, y servicios de metro en grandes ciudades como Madrid y Barcelona.⁷ Caos circulatorio por la falta de semáforos.⁷ Interrupciones en aeropuertos.¹⁰
• Comunicaciones: Caídas e intermitencias en redes de telefonía móvil y datos, en parte por saturación y en parte por falta de alimentación en algunas torres.⁸ La radio analógica se convirtió en un medio esencial.¹³
• Servicios Esenciales: Hospitales y centros de salud dependieron de generadores de respaldo; la UME tuvo que trasladar combustible y generadores.²⁶ Se reportaron retrasos en servicios de urgencia.¹¹ Pacientes dependientes de oxígeno en domicilios se vieron en situación vulnerable.²⁷
• Industria y Comercio: Paralización de fábricas (ej. Ford Almussafes ¹⁰, Seat ¹³). Cierre de comercios, problemas con pagos electrónicos, imposibilidad de repostar en gasolineras.¹⁰
• Vida Cotidiana: Dificultades para regresar a casa, personas atrapadas en ascensores (150.000 desalojados solo en Madrid por trenes y ascensores parados ²⁶), necesidad de usar velas para iluminación con consecuencias trágicas (una mujer fallecida en Madrid por incendio ²⁶).
• Impacto Económico: Aunque las cifras definitivas tardarán en consolidarse, las estimaciones iniciales apuntaban a costes potenciales de hasta 200 millones de euros.²⁶

El Concepto de Inercia y su Reducción:

La inercia en un sistema eléctrico se refiere a la energía cinética almacenada en las masas giratorias de los grandes generadores síncronos (turbinas y alternadores de centrales térmicas, nucleares e hidráulicas). Esta energía actúa como un «amortiguador» natural que se opone a los cambios rápidos en la frecuencia de la red.3 Cuando ocurre una pérdida súbita de generación o un aumento de la demanda, la frecuencia tiende a caer. La inercia del sistema libera momentáneamente energía cinética para frenar esa caída, dando tiempo a que los sistemas de control de frecuencia (como la regulación primaria y secundaria) actúen para restaurar el equilibrio.3

El problema surge porque las principales fuentes de energía renovable, la eólica y la solar fotovoltaica, se conectan a la red a través de convertidores electrónicos de potencia (inversores) y no poseen masas giratorias directamente acopladas a la frecuencia del sistema.³ Por tanto, no contribuyen de forma inherente a la inercia del sistema. A medida que estas fuentes asíncronas reemplazan a la generación síncrona convencional, la inercia total del sistema disminuye.¹ Una red con baja inercia es más «débil»: la misma perturbación (pérdida de generación) provoca una desviación de frecuencia más rápida y profunda (mayor RoCoF – Rate of Change of Frequency), lo que aumenta el riesgo de que se activen protecciones por baja frecuencia y se produzcan desconexiones en cascada, llevando potencialmente a un apagón.⁵ REE ya había advertido en informes previos sobre el riesgo creciente de desconexiones asociado al aumento de renovables y al cierre programado de centrales convencionales.¹

Soluciones Técnicas para la Baja Inercia:

Para abordar este desafío, se están desarrollando e implementando diversas soluciones tecnológicas:

• Inercia Sintética o Emulada: Consiste en programar los inversores de las plantas renovables (eólica, solar) y de los sistemas de almacenamiento (baterías) para que modulen activamente su potencia de salida en respuesta a cambios en la frecuencia de la red, emulando así la respuesta inercial de un generador síncrono.³ Aunque técnicamente posible, su implementación generalizada aún no es una realidad en España.³
• Grid Forming Inverters (Inversores Formadores de Red): Representan una evolución más avanzada. A diferencia de los inversores convencionales (grid following, que siguen la tensión y frecuencia de la red), los inversores grid forming son capaces de crear su propia referencia de tensión y frecuencia, comportándose como una fuente de tensión controlada. Esto les permite contribuir activamente a la estabilidad de la red, aportar inercia sintética de forma intrínseca y operar incluso en condiciones de red muy débil o aislada (capacidad de black start).⁵ Se consideran una tecnología clave para posibilitar redes con un 100% de penetración renovable.⁵ Simulaciones han demostrado su capacidad para reducir drásticamente las caídas de frecuencia en eventos de desconexión, comparándose favorablemente con generadores síncronos.⁵ Expertos como Xavier Benaides (HESSTEC) afirman que esta tecnología «no es opcional si queremos un sistema eléctrico estable y seguro» con altas cuotas de renovables.⁵
• Almacenamiento con Baterías: Los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), conectados a través de inversores avanzados (potencialmente grid forming), pueden proporcionar una respuesta muy rápida (milisegundos) para inyectar o absorber potencia y estabilizar la frecuencia y la tensión.⁴
• Condensadores Síncronos: Son máquinas síncronas que giran en vacío (sin generar potencia activa) conectadas a la red, aportando inercia rotacional y capacidad de regulación de tensión.

El apagón de abril de 2025 evidencia que la transición hacia un mix energético dominado por renovables variables requiere una estrategia proactiva y robusta para gestionar la flexibilidad y la estabilidad del sistema. La falta de inercia es un desafío crítico que debe ser abordado mediante la adopción generalizada de tecnologías como la inercia sintética, los inversores grid forming y el despliegue masivo de almacenamiento flexible, donde V2G puede jugar un papel fundamental.

3. Tecnología Vehicle-to-Grid (V2G): Fundamentos y Capacidades para la Estabilización de la Red

La tecnología Vehicle-to-Grid (V2G) representa un cambio de paradigma en la relación entre los vehículos eléctricos y la red eléctrica, transformando a los VEs de meros consumidores de energía en recursos activos capaces de interactuar bidireccionalmente con el sistema.

Principios de Funcionamiento de V2G:

El concepto fundamental de V2G es la carga bidireccional: la capacidad de que la energía eléctrica fluya no solo desde la red hacia la batería del vehículo para su carga (G2V), sino también en la dirección opuesta, desde la batería del vehículo de vuelta hacia la red (V2G).19 Esto convierte al VE, mientras está estacionado y conectado, en una unidad de almacenamiento de energía distribuida que puede prestar servicios valiosos al sistema eléctrico.

Para que esto sea posible, se requiere un ecosistema tecnológico específico ²⁰:

1. Vehículo Eléctrico Compatible con V2G: El VE debe estar equipado con la electrónica de potencia necesaria para gestionar el flujo bidireccional. Esto puede implicar un inversor bidireccional dedicado o la capacidad de utilizar el propio inversor de tracción del vehículo para la función V2G (en configuraciones V2G-AC).²⁰
2. Estación de Carga Bidireccional (EVSE): El punto de carga debe ser capaz de gestionar físicamente el flujo de energía en ambas direcciones y de comunicarse tanto con el vehículo como con un sistema de gestión centralizado. En configuraciones V2G-DC, el inversor bidireccional se encuentra en la propia estación de carga.²³
3. Sistema de Comunicación y Control: Es esencial una comunicación robusta y estandarizada entre el VE, el EVSE, un posible agregador (que gestiona una flota de VEs) y el operador de la red (TSO/DSO). Esta comunicación permite enviar señales de control para iniciar, detener o modular la carga y descarga en tiempo real, basándose en las necesidades de la red, los precios de la energía, el estado de carga de la batería y las preferencias del usuario.¹⁹
4. Contador Bidireccional: Se necesita un sistema de medida que registre con precisión la energía consumida de la red y la energía inyectada a la misma para fines de facturación y liquidación de servicios.³⁰

Existen diferentes arquitecturas técnicas para implementar V2G ²³:

• V2G-AC: El inversor bidireccional reside en el vehículo. El EVSE es más simple, pero el vehículo debe incorporar la electrónica de potencia más compleja. El VE actúa como un inversor inteligente móvil.
• V2G-DC: El inversor bidireccional se encuentra en el EVSE. El vehículo solo necesita gestionar la corriente continua. El EVSE es más complejo y costoso.
• V2G-Split Inverter: Una configuración híbrida donde la conversión de potencia está en el VE, pero las funciones inteligentes de control están en el EVSE.

Servicios de Red Potenciales de V2G:

Una flota agregada de VEs conectados y gestionados inteligentemente puede ofrecer una amplia gama de servicios para mejorar la operación, estabilidad y eficiencia de la red eléctrica:

• Regulación de Frecuencia (Reserva Primaria – FCR, y Secundaria – aFRR): Gracias a la rápida respuesta de las baterías (milisegundos ²⁸), los VEs pueden inyectar o absorber potencia activa casi instantáneamente para corregir pequeñas desviaciones de la frecuencia nominal (50 Hz en Europa), contribuyendo al equilibrio constante entre generación y demanda.²⁰ Proyectos piloto como el de Nissan/Enel en Dinamarca y Reino Unido ya demostraron la viabilidad técnica y económica de este servicio, generando ingresos para los propietarios de los VEs.²⁹
• Provisión de Inercia Sintética: Aunque no es una capacidad inherente a todos los inversores, los sistemas V2G equipados con inversores avanzados (con funcionalidades grid forming o de emulación de inercia) podrían contribuir a la estabilidad dinámica de la red, amortiguando las rápidas variaciones de frecuencia ante perturbaciones, un servicio especialmente valioso en redes con baja inercia síncrona.⁵ La exigencia de esta capacidad avanzada en los equipos V2G tendría, no obstante, implicaciones en su coste y complejidad, y requeriría estándares específicos.
• Control de Tensión (Soporte con Potencia Reactiva): Los inversores V2G pueden gestionar el flujo de potencia reactiva, inyectándola o absorbiéndola de la red para ayudar a mantener los niveles de tensión dentro de los límites operativos adecuados, especialmente en las redes de distribución donde se conectan los VEs.²⁰
• Reserva Operativa (Reserva Terciaria – mFRR, o Reserva de Reemplazo – RR): Una flota agregada de VEs representa una capacidad de potencia significativa que puede ponerse a disposición del operador del sistema para ser activada en caso de contingencias (pérdida de grandes unidades de generación) o para cubrir picos de demanda imprevistos.²⁰ Estos servicios suelen tener tiempos de activación de minutos (15 min para mFRR, 30 min para RR en España ³⁶).
• Gestión de Picos de Demanda (Peak Shaving y Valley Filling): Este es uno de los servicios más intuitivos. Consiste en cargar las baterías de los VEs durante las horas de baja demanda (noches, fines de semana), cuando la electricidad suele ser más barata, y descargar parte de esa energía durante las horas punta de demanda, cuando la electricidad es más cara y la red está más estresada.¹⁹ Esto ayuda a aplanar la curva de carga diaria, reduce la necesidad de operar centrales de punta (generalmente fósiles y costosas) y puede generar ahorros económicos para el propietario del VE.
• Respaldo de Emergencia (V2H/V2B/V2L): Más allá de V2G (interacción con la red), la carga bidireccional permite otros usos. Vehicle-to-Home (V2H) o Vehicle-to-Building (V2B) permiten al VE alimentar una vivienda o un edificio durante un apagón, actuando como un generador de respaldo silencioso y sin emisiones locales.¹⁹ Vehicle-to-Load (V2L) permite alimentar directamente aparatos eléctricos desde el coche.²⁰
• Integración de Energías Renovables: V2G es un facilitador clave para la integración masiva de fuentes renovables variables como la solar y la eólica. Los VEs pueden absorber los excedentes de generación renovable que de otro modo se perderían (curtailment), almacenándolos en sus baterías (ej. cargar con el sol del mediodía). Posteriormente, pueden devolver esa energía limpia a la red cuando la generación renovable disminuye (noche, falta de viento) pero la demanda persiste.²⁰

Protocolos de Comunicación y Arquitecturas de Control:

La gestión coordinada de potencialmente millones de VEs actuando como recursos de red requiere protocolos de comunicación estandarizados y arquitecturas de control eficientes y seguras:

• Protocolos Clave:

• ISO 15118: Define la comunicación entre el VE y el EVSE. Es fundamental para la identificación automática del vehículo, la negociación de parámetros de carga/descarga y la habilitación de funciones como Plug & Charge y V2G.²³
• OCPP (Open Charge Point Protocol): Es el estándar de facto para la comunicación entre el EVSE y el sistema central de gestión (CSMS) del operador del punto de carga (CPO) o agregador. Las versiones OCPP 2.0, 2.0.1 y la futura 2.1 incorporan funcionalidades específicas para la gestión inteligente de la carga, la bidireccionalidad (V2G) y el control de DERs (Distributed Energy Resources).³³ Mensajes como SetChargingProfile permiten controlar la potencia activa/reactiva, mientras que SetDERControlRequest (en OCPP 2.1) permite configurar parámetros de red más avanzados como curvas de respuesta a frecuencia (droop), tensión (Volt-Var, Volt-Watt), factor de potencia, rampas y umbrales de desconexión (trip).³³
• IEEE 2030.5 (SEP 2.0): Es un protocolo de capa de aplicación basado en IP, diseñado para la comunicación de información de energía inteligente entre la red eléctrica y dispositivos finales, incluyendo DERs como los VEs en modo V2G.²³ SAE J2847/3 proporciona guías para su aplicación en V2G.²³
• IEC 61850: Es el estándar fundamental para la comunicación y automatización dentro de las subestaciones eléctricas y entre los sistemas de control de los operadores de red (TSO/DSO) y los DERs.³⁸ En un escenario V2G, el CPO/agregador recibiría instrucciones del TSO/DSO en formato IEC 61850 y las traduciría a comandos OCPP para los EVSEs.³⁸
• Arquitecturas de Control: La gestión de V2G probablemente implicará arquitecturas híbridas. Se necesita un control centralizado por parte del agregador o del operador de red para optimizar el despacho de la flota V2G en función de las necesidades globales del sistema y las señales de mercado. Sin embargo, también se requiere inteligencia descentralizada en el EVSE o en el propio VE para responder rápidamente a condiciones locales, ejecutar los perfiles de carga/descarga y respetar las preferencias y limitaciones del usuario y de la batería. Las plataformas de respuesta a la demanda de las compañías eléctricas interactúan con la infraestructura V2G para enviar señales de operación en tiempo real.¹⁹

La estandarización de estos protocolos es un habilitador crítico.²³ Sin ella, la interoperabilidad entre equipos de diferentes fabricantes y la integración fluida en los sistemas de gestión de la red serían inviables. Sin embargo, asegurar la interoperabilidad real y, sobre todo, la ciberseguridad de estos sistemas de comunicación y control distribuidos a una escala de millones de dispositivos, representa un desafío técnico y de implementación muy significativo que debe ser abordado desde el diseño.

4. Potencial de V2G para la Estabilización de la Red Española y la Prevención de «Ceros Eléctricos»

La capacidad de una flota masiva de vehículos eléctricos para actuar como un recurso de almacenamiento distribuido a través de V2G ofrece un potencial considerable para mejorar la estabilidad de la red eléctrica española, particularmente frente a los desafíos planteados por la alta penetración de renovables y la reducción de la inercia síncrona.

Estimación de la Capacidad Agregada de V2G en España (Horizonte 2030):

Cuantificar el potencial exacto de V2G requiere realizar ciertas asunciones sobre la evolución del parque de VEs, la adopción de la tecnología V2G y los patrones de uso.

• Flota de VEs Proyectada: El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2023-2030 establece un objetivo ambicioso de alcanzar los 5,5 millones de vehículos eléctricos (turismos y vehículos comerciales ligeros) circulando en España para 2030.⁴⁰ Otras fuentes mencionan 5 millones.⁴² Partiendo de cifras mucho menores en 2023-2024 (entre 180.000 y más de 465.000 según distintas fuentes y fechas ⁴⁰), alcanzar este objetivo requiere una aceleración muy significativa en la adopción de VEs.
• Capacidad de Batería: Las baterías de los VEs modernos varían, pero capacidades entre 40 kWh y 100 kWh son comunes.²⁰ Un estudio australiano utiliza un promedio de 70 kWh.⁴⁴ Para V2G, no toda la capacidad está disponible, ya que se deben respetar límites de SoC (Estado de Carga) para proteger la batería y asegurar la autonomía para el usuario. Un rango útil del 60% (ej. operar entre 20% y 80% SoC) es una hipótesis razonable.⁴⁴ Un estudio de Comillas consideró 47,77 kWh disponibles por coche, asumiendo una descarga del 50% de la batería.³⁷ Asumiremos una capacidad media de batería de 60 kWh y una porción útil para V2G del 50%, resultando en 30 kWh por VE.
• Potencia de Descarga: La potencia de los cargadores bidireccionales varía. Se mencionan 5 kW o más.⁴⁴ Asumiremos una potencia media de descarga V2G conservadora de 7 kW por vehículo.
• Tasa de Participación y Disponibilidad: No todos los VEs serán compatibles con V2G, ni todos los compatibles estarán conectados y disponibles para ofrecer servicios en un momento dado. Factores como la ubicación (hogar, trabajo, público), el tipo de cargador, la voluntad del propietario y las necesidades de movilidad influirán. Estudios internacionales sugieren que entre un 10% y un 50% de la capacidad teórica podría estar disponible para V2G.⁴⁴

Considerando estos factores, podemos estimar el potencial agregado en diferentes escenarios:

Tabla 1: Estimación del Potencial Agregado de V2G en España (2030)

Nota: Esta tabla presenta estimaciones ilustrativas basadas en hipótesis. La capacidad real dependerá de múltiples factores dinámicos.

Estas estimaciones, aunque sujetas a incertidumbre, sugieren que incluso con tasas de participación moderadas, una flota de VEs V2G podría representar un recurso de varios GW de potencia y decenas de GWh de energía para la red española en 2030. Es relevante notar que esta capacidad de potencia (2,3 – 10,8 GW) es del mismo orden de magnitud, o incluso superior, que el objetivo de almacenamiento en baterías estacionarias del PNIEC 2020 (2,5 GW ⁴²). Si bien el PNIEC 2023-2030 eleva el objetivo total de almacenamiento a 22,5 GW ⁴¹, este incluye bombeo y termosolar. La capacidad potencial de V2G sigue siendo muy significativa en comparación, sugiriendo que podría ser un pilar fundamental, y no un mero complemento, de la estrategia nacional de almacenamiento y flexibilidad, potencialmente desplazando parte de la necesidad de inversión en activos de almacenamiento dedicados si se desarrolla adecuadamente.

Mitigación de la Pérdida de Inercia y Respuesta a Contingencias:

La capacidad agregada de V2G estimada puede contribuir decisivamente a la estabilidad de la red de varias maneras:

• Respuesta Rápida a Desviaciones de Frecuencia: Las baterías de los VEs, gestionadas por inversores, pueden responder en milisegundos.²⁸ Una potencia agregada de 5-10 GW disponible con esta rapidez podría ser crucial para contener caídas de frecuencia como la ocurrida en abril de 2025, donde se perdieron 15 GW en 5 segundos.¹¹ Al inyectar potencia masivamente en los primeros instantes de la perturbación, V2G podría limitar la profundidad de la caída de frecuencia (el nadir) y la velocidad de cambio (RoCoF), evitando que se alcancen los umbrales de desconexión de otras centrales o cargas y previniendo el colapso en cascada.
• Aporte de Inercia Sintética: Si los inversores V2G incorporan funcionalidades avanzadas (grid forming o emulación de inercia), la flota de VEs podría contribuir directamente a la robustez del sistema, comportándose de manera similar a la generación síncrona frente a perturbaciones.⁵ Esto aumentaría la «resistencia» intrínseca del sistema a los cambios de frecuencia.
• Reserva Operativa: Los GW de potencia V2G podrían constituir una parte importante de las reservas operativas (secundaria, terciaria, de reemplazo) necesarias para gestionar desequilibrios y contingencias en tiempo real.²⁰

Simulación Cualitativa del Impacto en el Apagón de Abril de 2025:

Aunque no se dispone de simulaciones específicas, es plausible argumentar que una flota V2G activa y coordinada de la magnitud estimada (ej. 5,8 GW / 24,8 GWh en el escenario medio) habría tenido un impacto mitigador significativo en el apagón:

1. Tras la pérdida inicial de generación (15 GW): La inyección casi instantánea de varios GW desde la flota V2G habría contrarrestado parcialmente la pérdida, frenando la caída de frecuencia.
2. Prevención de Desconexiones Secundarias: Al limitar la desviación de frecuencia, se podría haber evitado la activación de protecciones por baja frecuencia en otras unidades de generación o cargas importantes, rompiendo la cadena del colapso.
3. Mantenimiento de la Interconexión: Una mayor estabilidad interna podría haber evitado la necesidad de desconectar la interconexión con Francia, manteniendo así su soporte inercial y de potencia.
4. Recuperación más Rápida: Incluso si el apagón no se hubiera evitado por completo, la capacidad distribuida de V2G podría haber facilitado una recuperación más rápida y descentralizada del suministro en diferentes zonas.

Sin embargo, la efectividad real de V2G en un evento de esta naturaleza depende críticamente de factores que van más allá de la capacidad agregada teórica. La velocidad y fiabilidad de la respuesta coordinada de cientos de miles o millones de VEs individuales es primordial. Esto exige sistemas de agregación, comunicación y control (como los basados en OCPP 2.x e ISO 15118 ³³) extremadamente sofisticados, rápidos, robustos y, crucialmente, ciberseguros. Además, se requiere un marco regulatorio que no solo permita, sino que también remunere adecuadamente respuestas tan rápidas (en la escala de segundos para regulación primaria o inercia sintética), incentivando la participación activa de los agregadores y propietarios de VEs en estos servicios de alto valor para la seguridad del sistema.

5. V2G y la Viabilidad de una Red 100% Renovable en España

La transición hacia un sistema eléctrico basado mayoritariamente, o incluso totalmente, en energías renovables es un objetivo central de la política energética española, plasmado en el PNIEC. Sin embargo, alcanzar y gestionar de forma fiable un sistema con una penetración tan alta de fuentes variables como la solar y la eólica presenta desafíos sin precedentes en términos de almacenamiento de energía y flexibilidad.

Necesidades de Almacenamiento en España:

El PNIEC 2023-2030 establece una meta de alcanzar 22,5 GW de capacidad total de almacenamiento para 2030.41 Este objetivo es agregado e incluye diversas tecnologías: baterías electroquímicas, centrales de bombeo hidráulico reversible (PHES) y el almacenamiento térmico asociado a nuevas plantas termosolares. La versión anterior del PNIEC (2021-2030) desglosaba objetivos de 4 GW de bombeo y 2,5 GW de baterías.42 Estos sistemas son cruciales para gestionar la intermitencia diaria del ciclo solar (almacenar energía durante el día para usarla por la noche) y la variabilidad de la eólica, así como para cubrir periodos más largos de baja producción renovable, como los asociados a condiciones anticiclónicas invernales.28

Estudios independientes sugieren que las necesidades reales de almacenamiento podrían ser incluso mayores, especialmente en escenarios de alta demanda, baja hidraulicidad o limitaciones en otras fuentes de flexibilidad.⁴² Un análisis de Ecologistas en Acción indica que para integrar óptimamente 70-72 GW de solar (cifra cercana al objetivo PNIEC de 76 GW ⁴¹), se necesitarían entre 18 y 20 GW de almacenamiento, destacando el papel clave del bombeo hidráulico como opción de gran capacidad.⁴⁷ Sin almacenamiento a gran escala, el límite práctico para la solar podría reducirse a unos 50 GW.⁴⁷ Un sistema 100% renovable, objetivo a más largo plazo (2050 ⁴⁸), requerirá capacidades de almacenamiento aún mayores y una combinación de soluciones de corta, media y larga duración (incluyendo almacenamiento estacional, donde el hidrógeno verde podría jugar un papel ⁴⁸).

Rol de V2G en la Gestión de la Energía Renovable:

La tecnología V2G se posiciona como una herramienta particularmente útil para abordar el desafío del almacenamiento diario y sub-diario en un sistema con alta penetración solar:

• Arbitraje Temporal Diario: Los VEs pueden programarse para cargar durante las horas centrales del día, cuando la producción solar fotovoltaica es máxima y los precios en el mercado mayorista tienden a ser más bajos (pudiendo llegar a ser cero o negativos en momentos de alta generación renovable y baja demanda).²⁰ Posteriormente, durante las horas de la tarde-noche, cuando la generación solar cesa pero la demanda residencial aumenta, los VEs pueden descargar parte de la energía almacenada de vuelta a la red (o al hogar en modo V2H), aprovechando precios potencialmente más altos y contribuyendo a cubrir el pico de demanda vespertino.²⁰
• Maximización del Autoconsumo: Para los usuarios que disponen de instalaciones fotovoltaicas de autoconsumo, V2G (o V2H) ofrece una vía para aumentar drásticamente el aprovechamiento de la energía solar generada localmente. La energía excedentaria producida durante el día, en lugar de ser vertida a la red a precios de compensación a menudo bajos, puede almacenarse en la batería del VE y utilizarse posteriormente para cubrir los consumos del hogar durante la noche o en momentos de baja producción solar. Se estima que esto podría elevar la tasa de autoconsumo de un 40% a un 80%.³¹
• Absorción de Excedentes a Nivel de Sistema: A nivel agregado, una flota de millones de VEs participando en V2G representa una capacidad de almacenamiento distribuida significativa (estimada entre 10 y 46 GWh para 2030 en la Tabla 1). Esta capacidad podría absorber una porción considerable de los excedentes de generación solar que se producen en las horas centrales del día, reduciendo la necesidad de curtailment (limitación forzosa de la producción renovable por falta de demanda o capacidad de red) y mejorando la eficiencia global del sistema. Esta energía almacenada puede luego ser reinyectada para cubrir la demanda nocturna o los picos de demanda.

Comparativa de V2G con Otras Tecnologías de Almacenamiento y Flexibilidad:

V2G no opera en el vacío, sino que compite y se complementa con otras tecnologías que proporcionan flexibilidad y almacenamiento al sistema eléctrico. La siguiente tabla resume una comparativa técnico-económica adaptada al contexto español:

Tabla 2: Comparativa Técnico-Económica de V2G y Otras Soluciones de Flexibilidad en España

De esta comparativa se desprende que V2G no es una solución única, sino una pieza complementaria dentro de un ecosistema de flexibilidad más amplio. Su gran ventaja competitiva radica en la posibilidad de utilizar un activo (la batería del VE), cuya inversión principal se justifica por la movilidad, para proporcionar servicios a la red a un coste de capital incremental potencialmente bajo.⁴⁴ Esto lo hace especialmente atractivo para servicios de corta duración y respuesta rápida, como la regulación de frecuencia y el arbitraje diario de energía solar.

Sin embargo, V2G presenta limitaciones intrínsecas, como la disponibilidad dependiente del usuario, la preocupación por la degradación de la batería y la complejidad de la gestión agregada, que hacen que no pueda sustituir por completo a otras tecnologías. El bombeo hidráulico sigue siendo fundamental para el almacenamiento de energía a gran escala y larga duración ²⁸, mientras que el hidrógeno verde se perfila como la solución clave para el almacenamiento estacional y la descarbonización de sectores no electrificables.⁴⁸ Las baterías estacionarias, por su parte, ofrecen una solución dedicada y controlable para múltiples aplicaciones de red.²⁸

Es probable que el futuro sistema eléctrico español dependa de una combinación óptima de todas estas tecnologías. La dinámica clave será la coexistencia y posible competencia entre V2G y las baterías estacionarias, especialmente las instaladas detrás del contador (en hogares y comercios). Si V2G logra superar sus barreras regulatorias y de modelo de negocio, y ofrece una propuesta de valor atractiva para el consumidor, podría limitar significativamente la necesidad de instalar baterías estacionarias dedicadas a nivel residencial o de distribución.⁵³ La elección final dependerá de la evolución de los costes, la regulación, la facilidad de uso y las preferencias de los consumidores.

6. Desafíos y Barreras para la Implementación de V2G en España

A pesar del considerable potencial técnico y económico de la tecnología V2G, su despliegue a gran escala en España enfrenta una serie de desafíos y barreras significativas que deben ser abordadas de manera integral.

Impacto en la Vida Útil de las Baterías y Estrategias de Mitigación:

La principal preocupación, tanto para los fabricantes como para los propietarios de VEs, es el impacto de los ciclos adicionales de carga y descarga asociados a los servicios V2G sobre la longevidad de la batería.20 Una batería alcanza el final de su vida útil para aplicaciones de automoción cuando su capacidad se reduce a un 70-80% de la original.61

• Evidencia sobre Degradación: Estudios iniciales y algunas simulaciones sugieren que un uso intensivo de V2G, especialmente con ciclos profundos diarios (como en aplicaciones de peak shaving o V2H), podría acelerar la degradación y reducir la vida útil de la batería.²⁰ Un estudio citado en ⁶¹ estimó una reducción del 10-20% en la vida útil de baterías NMC bajo escenarios V2G agresivos. Sin embargo, otros análisis, especialmente los más recientes (2024-2025), matizan esta visión.⁵³ Indican que el impacto depende críticamente de la química de la batería, el tipo de servicio V2G y la estrategia de gestión. Para servicios como la regulación de frecuencia, que implican ciclos frecuentes pero poco profundos (pequeñas variaciones de SoC), el impacto puede ser mínimo.²⁷ Incluso, alguna fuente sugiere que una gestión inteligente de la carga/descarga podría, en teoría, mantener la batería en un estado de carga óptimo y potencialmente alargar su vida útil ⁶², aunque esta afirmación requiere cautela y validación específica según la química y el uso.
• Importancia de la Química (LFP vs. NMC): La química de la batería es determinante. Las baterías LFP (Litio Ferro Fosfato), cada vez más comunes en modelos de gama estándar, presentan ventajas significativas para V2G: mayor ciclo de vida (soportan más ciclos de carga/descarga), mayor tolerancia a estados de carga completos (pueden cargarse al 100% más a menudo sin tanta degradación), perfil de seguridad superior (menor riesgo de embalamiento térmico) y menor coste.⁶³ Estudios recientes ⁵³ confirman una fuerte preferencia por LFP en aplicaciones V2G, ya que permiten alcanzar un Coste Nivelado de Almacenamiento (LCOS) significativamente más bajo y competitivo frente a las baterías estacionarias comerciales. Las baterías NMC (Níquel Manganeso Cobalto) y NCA, aunque ofrecen mayor densidad energética (más autonomía), son más sensibles a la degradación por ciclos V2G, especialmente si se opera a altas temperaturas o con ciclos profundos ⁶¹, resultando menos competitivas en coste para V2G.⁵³
• Estrategias de Mitigación: Se están desarrollando e investigando diversas estrategias para minimizar la degradación inducida por V2G:

• Gestión Inteligente del SoC: Limitar la operación V2G a una ventana de SoC óptima (ej. 20-80% ⁴⁴, o incluso más estrecha como 60-80% ⁶¹) reduce el estrés químico y físico en los electrodos. Algoritmos que optimizan el SoC pueden maximizar los beneficios económicos manteniendo la degradación bajo control.⁶⁵
• Control de Tasas de Carga/Descarga (C-rate): Evitar potencias de carga y descarga muy elevadas, que generan más calor y estrés mecánico.²⁰
• Ciclos Poco Profundos (Shallow Cycling): Utilizar la batería para servicios que requieran ajustes pequeños y frecuentes (como regulación de frecuencia) en lugar de descargas profundas diarias.⁶¹
• Gestión Térmica: Evitar operar V2G en condiciones de temperatura ambiente extrema (muy alta o muy baja).⁶⁶
• Algoritmos de Optimización Conscientes de la Degradación: Incorporar modelos de degradación de la batería en los algoritmos de control V2G para encontrar un equilibrio óptimo entre los ingresos generados por los servicios de red y el coste asociado a la pérdida de vida útil de la batería.³¹
• Garantías Específicas: Modelos de negocio donde el proveedor de servicios V2G o el fabricante ofrecen garantías extendidas que cubren explícitamente la degradación adicional causada por la participación en V2G.⁶¹

La tensión entre el potencial beneficio de V2G y el riesgo de degradación de la batería es real, pero parece gestionable. La clave reside en la combinación de químicas de batería más robustas (LFP), servicios V2G adecuados (preferiblemente de respuesta rápida y ciclos poco profundos) y, fundamentalmente, algoritmos de gestión inteligente que prioricen la salud de la batería sin sacrificar excesivamente la rentabilidad de los servicios.

Costes y Despliegue de Infraestructura Bidireccional:

La implementación de V2G requiere una infraestructura de carga específica. Los cargadores bidireccionales son tecnológicamente más complejos y, por tanto, más caros que los unidireccionales estándar.44 Aunque el coste de la batería es el componente principal del VE, el sobrecoste del cargador V2G (estimado en $2200-$3500 para 5kW+ DC/AC, sin instalación 44) debe ser asumido por el usuario o incentivado. El despliegue masivo de millones de estos cargadores en hogares, lugares de trabajo y puntos públicos representa una inversión inicial considerable.67 Adicionalmente, en algunas zonas con redes de distribución más antiguas o débiles, la inyección de potencia desde múltiples VEs simultáneamente podría requerir refuerzos de red para evitar sobrecargas o problemas de tensión.

Marco Regulatorio y Normativo:

Esta es, quizás, la barrera más significativa actualmente en España y gran parte de Europa.24 Se necesita urgentemente un marco regulatorio claro, estable y habilitador que aborde múltiples aspectos:

• Conexión a Red: Procedimientos técnicos estandarizados y simplificados para la conexión y certificación de equipos V2G (VEs y cargadores) como Recursos Energéticos Distribuidos (DERs).²³ La reciente Circular 1/2024 de la CNMC sobre acceso y conexión de demanda introduce el concepto de «capacidad de acceso flexible», potencialmente útil para V2G, pero su aplicación práctica requiere desarrollos normativos adicionales.⁶⁸
• Participación en Mercados: Definición clara de las reglas para que los VEs, ya sea individualmente o a través de agregadores, puedan participar en todos los mercados eléctricos relevantes: mercado diario e intradiario, mercados de servicios complementarios (regulación de frecuencia, reservas de balance ³⁶) y futuros mercados de flexibilidad local o de capacidad.⁷¹ La Ley del Sector Eléctrico otorga a la CNMC la competencia para definir el régimen retributivo de estos servicios ⁷², pero la regulación específica para V2G aún no está desarrollada.
• Remuneración: Establecimiento de mecanismos de compensación justos y transparentes que reconozcan el valor de los servicios V2G prestados a la red (disponibilidad, energía, potencia) y que incentiven la participación de los propietarios, considerando factores como la degradación de la batería.²⁹
• Medición y Liquidación: Requisitos para contadores inteligentes bidireccionales y procedimientos claros para la medida, verificación y liquidación de la energía inyectada y los servicios prestados.
• Figura del Agregador: Definición clara del rol, responsabilidades y requisitos para los agregadores de demanda/V2G que actuarán como intermediarios entre los VEs y los mercados/operadores de red.⁷⁵

Aunque ha habido avances regulatorios recientes en España y la UE relacionados con la movilidad eléctrica, el autoconsumo, el almacenamiento y la flexibilidad de la demanda (revisión PNIEC, AFIR, EPBD, sistema CAE, propuesta de e-credits, mercado de capacidad) ⁷¹, todavía falta una regulación específica e integral para V2G. Esta incertidumbre regulatoria frena la inversión y el desarrollo de modelos de negocio a gran escala.

Modelos de Negocio e Incentivos:

Directamente ligado a la regulación, se necesita desarrollar modelos de negocio viables que hagan atractiva la participación en V2G para los propietarios de VEs. Las posibles fuentes de ingresos incluyen 20:

• Arbitraje de Precios: Comprar energía barata y venderla cara.
• Pagos por Servicios de Red: Remuneración por participar en mercados de regulación de frecuencia, reserva de capacidad, gestión de congestiones, etc.
• Reducción de la Factura Eléctrica: Mediante V2H o V2G optimizado con tarifas horarias (ToU).

Las estimaciones de ingresos potenciales varían ampliamente según el país, el mercado, el tipo de servicio y el patrón de uso (desde unos cientos hasta más de mil euros anuales por vehículo).²⁹ Sin embargo, para que estos modelos funcionen, se necesitan señales de precios claras y estables, mercados accesibles y una compensación que supere los costes percibidos (inversión en cargador, degradación, inconveniencia). Los incentivos públicos (subvenciones para cargadores V2G, tarifas especiales) pueden ser necesarios, al menos inicialmente, para impulsar el mercado.⁸⁰ El papel de los agregadores será clave para simplificar la participación del usuario y optimizar el despacho de la flota.⁷⁵

Aceptación del Consumidor y Estándares:

La adopción masiva de V2G depende de la aceptación de los usuarios finales. Sus principales preocupaciones giran en torno a 20:

• La degradación acelerada de la batería y su impacto en la autonomía y el valor de reventa del vehículo.
• La disponibilidad del vehículo para la conducción cuando se necesita (asegurar un nivel mínimo de carga).
• La complejidad de los sistemas y contratos.
• La ciberseguridad y la privacidad de los datos de uso y carga.

Para superar estas barreras, se necesitan interfaces de usuario sencillas e intuitivas (ej. apps móviles) que permitan a los propietarios configurar sus preferencias fácilmente y visualizar los beneficios económicos.³¹ Además, la estandarización técnica es fundamental para garantizar la interoperabilidad plug-and-play entre VEs de diferentes marcas, cargadores de distintos fabricantes y las plataformas de gestión de los agregadores y operadores de red.²³ Estándares como ISO 15118, OCPP 2.x y protocolos de red como IEEE 2030.5 o IEC 61850 son cruciales.²³

Lecciones de Proyectos Piloto:

Numerosos proyectos piloto en Europa y otras regiones han demostrado la viabilidad técnica de V2G y han comenzado a explorar modelos de negocio y la respuesta de los usuarios.25

Tabla 3: Resumen de Proyectos Piloto V2G Relevantes

Las lecciones generales de estos pilotos confirman que la tecnología V2G funciona, pero subrayan que la fragmentación regulatoria y la ausencia de modelos de negocio estandarizados y claramente rentables son los principales obstáculos para su despliegue masivo, por encima de las barreras puramente técnicas.²⁴ La colaboración entre todos los actores del ecosistema es esencial.¹⁹

7. Conclusiones y Recomendaciones Estratégicas

Síntesis de la Viabilidad y el Potencial de V2G para la Red Española:

El análisis realizado a lo largo de este informe permite concluir que la tecnología Vehicle-to-Grid (V2G) presenta una viabilidad técnica contrastada y un potencial estratégico de gran magnitud para el sistema eléctrico español. En un contexto marcado por la creciente penetración de energías renovables variables y la consiguiente reducción de la inercia síncrona, V2G emerge como una herramienta poderosa para:

1. Mejorar la Estabilidad de la Red: La capacidad de respuesta rápida de las baterías de los VEs, coordinadas a través de V2G, puede proporcionar servicios esenciales como la regulación de frecuencia y el soporte de tensión, mitigando el riesgo de incidentes graves como el «cero eléctrico» de abril de 2025. Con inversores avanzados, V2G podría incluso aportar inercia sintética, reforzando la robustez del sistema.
2. Facilitar la Integración Masiva de Renovables: Una flota de millones de VEs V2G actuaría como un sistema de almacenamiento distribuido masivo, capaz de absorber los excedentes de generación solar durante el día y devolver la energía a la red durante la noche o en picos de demanda. Esta capacidad de arbitraje energético diario es fundamental para gestionar la intermitencia y viabilizar un sistema eléctrico con porcentajes muy elevados de renovables, potencialmente hasta el 100%.
3. Aportar Capacidad de Almacenamiento Significativa: Las estimaciones sugieren que, para 2030, la capacidad agregada de potencia (GW) y energía (GWh) de una flota V2G de varios millones de vehículos en España podría ser comparable o incluso superior a los objetivos fijados para el almacenamiento estacionario en baterías en el PNIEC. Esto posiciona a V2G como un pilar potencialmente central, y no solo marginal, de la estrategia nacional de almacenamiento y flexibilidad.
4. Ofrecer Beneficios Económicos: V2G puede generar ahorros en la factura eléctrica para los propietarios de VEs y potenciales ingresos por la prestación de servicios a la red, además de reducir los costes operativos globales del sistema eléctrico al optimizar el uso de la infraestructura existente y facilitar la integración de renovables de bajo coste.

No obstante, la materialización de este potencial no está exenta de desafíos significativos. Los principales obstáculos identificados no residen tanto en la tecnología V2G en sí misma, cuya factibilidad ha sido demostrada en múltiples pilotos, sino en factores habilitadores del ecosistema:

• La incertidumbre y fragmentación regulatoria actual.
• La falta de modelos de negocio claros y rentables que incentiven la participación.
• El coste inicial de la infraestructura de carga bidireccional.
• Las preocupaciones de los consumidores sobre la degradación de la batería y la usabilidad.
• La necesidad de estándares de comunicación interoperables y ciberseguros a gran escala.

En esencia, la transición hacia una red eléctrica española altamente renovable y resiliente es inviable sin una incorporación masiva de soluciones de flexibilidad y almacenamiento. V2G, aprovechando la sinergia con la electrificación del transporte, se perfila como una de las opciones más prometedoras y potencialmente coste-efectivas para proporcionar una parte sustancial de esta flexibilidad. Sin embargo, su éxito depende críticamente de una acción regulatoria y de mercado decidida, coordinada e inmediata.

Recomendaciones Estratégicas:

Para desbloquear el potencial de V2G en España y convertirlo en un pilar de la transición energética, se proponen las siguientes recomendaciones estratégicas dirigidas a los responsables políticos, reguladores, operadores del sistema y actores del mercado:

1. Desarrollar un Marco Regulatorio Específico e Integral para V2G:

• Establecer con urgencia una normativa clara que defina los roles, derechos y obligaciones de todos los participantes (propietarios de VEs, CPOs, agregadores, DSOs, TSO).
• Simplificar y estandarizar los procedimientos técnicos y administrativos para la conexión a red de cargadores bidireccionales, alineándolos con las normativas europeas (ej. AFIR) y nacionales (ej. desarrollo de la Circular CNMC 1/2024 ⁶⁸).
• Garantizar explícitamente el derecho de los VEs (individualmente o agregados) a participar en todos los mercados de electricidad relevantes (diario, intradiario, servicios de balance, capacidad, flexibilidad local), eliminando barreras discriminatorias.

2. Diseñar Mecanismos de Remuneración Atractivos y Basados en el Valor:

• Implementar tarifas y esquemas de pago que reflejen el valor real de los servicios de flexibilidad que V2G puede ofrecer (ej. respuesta rápida en frecuencia, capacidad firme, gestión de congestión).
• Considerar mecanismos duales: pagos por disponibilidad (capacidad) y pagos por uso (energía inyectada/absorbida), diferenciados por tipo de servicio.
• Asegurar que la remuneración sea suficiente para incentivar la inversión en cargadores bidireccionales y compensar a los usuarios por la posible degradación de la batería y la cesión de control sobre su vehículo.

3. Fomentar la Estandarización y la Interoperabilidad:

• Promover activamente la adopción de estándares abiertos internacionales (ISO 15118, OCPP 2.x, IEEE 2030.5, IEC 61850) en todas las licitaciones públicas y programas de incentivos.
• Establecer requisitos claros de interoperabilidad y ciberseguridad para todos los equipos y plataformas V2G que operen en España.

4. Incentivar el Despliegue de Infraestructura Bidireccional:

• Crear líneas específicas dentro de programas como MOVES, con ayudas incrementadas, para la adquisición e instalación de cargadores V2G residenciales, laborales y públicos.
• Vincular los incentivos a la adopción de estándares abiertos y a la capacidad de participar en servicios de red.

5. Apoyar Modelos de Negocio Innovadores y la Agregación:

• Facilitar el desarrollo de plataformas de agregación independientes que puedan gestionar flotas de VEs y optimizar su participación en los mercados.
• Explorar modelos de negocio basados en suscripción, leasing de baterías con cobertura V2G, o reparto de beneficios entre agregador y usuario.

6. Lanzar Campañas de Información y Educación al Consumidor:

• Comunicar activamente los beneficios económicos y ambientales de V2G.
• Abordar de forma transparente las preocupaciones sobre la degradación de la batería, explicando las estrategias de mitigación y las garantías disponibles.
• Simplificar la información sobre tarifas, contratos y opciones de participación.

7. Considerar la Química de la Batería en las Políticas:

• Dado el mejor rendimiento y coste de las baterías LFP para V2G ⁵³, explorar incentivos diferenciados que favorezcan el uso de VEs con esta química para los servicios V2G más intensivos en ciclos, sin penalizar otras químicas necesarias para vehículos de alta autonomía.

8. Integrar V2G en la Planificación Energética y de Red:

• MITECO y REE deben incorporar explícitamente el potencial de V2G (basado en proyecciones realistas de adopción) en los análisis de cobertura de la demanda, necesidades de flexibilidad, planificación de la red de transporte y distribución, y en la definición de los objetivos de almacenamiento del PNIEC.

Adopción de un Enfoque Proactivo y de Liderazgo:

España tiene la oportunidad de posicionarse como un líder europeo en la implementación de V2G. Esto requiere ir más allá de la simple transposición de directivas europeas y adoptar un enfoque proactivo y estratégico. Se recomienda:

• Crear un «Sandbox Regulatorio» específico para V2G: Un entorno controlado donde se puedan probar rápidamente nuevos modelos de negocio, tarifas y mecanismos de mercado V2G, acelerando el aprendizaje y la adaptación regulatoria.
• Establecer Señales de Precios Claras y a Largo Plazo: Proporcionar visibilidad y estabilidad en la remuneración de los servicios de flexibilidad V2G para fomentar la inversión privada.
• Fomentar la Colaboración Público-Privada: Crear plataformas de diálogo y colaboración entre administraciones, reguladores, operadores de red, industria automotriz, sector tecnológico y asociaciones de consumidores para co-diseñar el ecosistema V2G.

Líneas de Investigación y Desarrollo Futuras:

Para consolidar el desarrollo de V2G, es necesario continuar investigando en áreas como:

• Modelos de degradación de baterías más precisos para diversas químicas bajo perfiles V2G realistas y optimización avanzada de algoritmos de gestión que minimicen el envejecimiento.
• Arquitecturas de control distribuidas, escalables y ciberseguras para la coordinación de millones de VEs.
• Integración óptima de V2G con el autoconsumo (individual y colectivo ⁷⁷) y las comunidades energéticas locales.
• Análisis detallados del impacto socioeconómico y distributivo de la implementación de V2G a gran escala en España.
• Desarrollo de inversores V2G con capacidades avanzadas de grid forming.

En conclusión, V2G no es una solución futurista lejana, sino una tecnología con potencial presente que puede contribuir decisivamente a resolver algunos de los desafíos más acuciantes de la transición energética en España. Su éxito dependerá de la capacidad del país para crear, de forma ágil y coordinada, las condiciones técnicas, regulatorias y de mercado que permitan liberar todo su valor para la red, los consumidores y el medio ambiente. La inacción o el retraso en esta tarea podría suponer la pérdida de una oportunidad estratégica para acelerar la descarbonización y mejorar la seguridad del suministro eléctrico nacional.

Obras citadas

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2. La producción renovable crece en España un 10,3% en 2024 y alcanza sus mayores registros. – Red Eléctrica, fecha de acceso: mayo 8, 2025, https://www.ree.es/sites/default/files/2025-03/1803_ISE_Nacional_1.pdf
3. Qué son las tecnologías síncronas, las asíncronas y la inercia a la hora de generar electricidad – Maldita.es, fecha de acceso: mayo 8, 2025, https://maldita.es/clima/20250506/tecnologias-sincronas-asincronas-inercia-electricidad/
4. Qué es la inercia eléctrica que menciona Sánchez y por qué protagoniza el debate del apagón – infoLibre, fecha de acceso: mayo 8, 2025, https://www.infolibre.es/politica/inercia-sistema-electrico-menciona-sanchez-protagoniza-debate-apagon_1_1991459.html
5. Grid Forming: la clave para un sistema 100% renovable estable y seguro, fecha de acceso: mayo 8, 2025, https://energiaestrategica.es/grid-forming-renovables/
6. Qué es el «cero energético» y por qué el suministro puede irse de golpe pero tarda horas en recuperarse – Xataka, fecha de acceso: mayo 8, 2025, https://www.xataka.com/energia/apagon-espana-esto-que-sabemos
7. ¿Qué es el ‘cero absoluto’, el fenómeno que dejó sin electricidad a España y países de Europa? – El Tiempo, fecha de acceso: mayo 8, 2025, https://www.eltiempo.com/mundo/europa/que-es-el-cero-absoluto-el-fenomeno-que-dejo-sin-electricidad-a-espana-y-paises-de-europa-3448713
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12. Red Eléctrica Española ya tiene un veredicto sobre lo que causó el apagón: una «desconexión» de generación, no un ciberataque – Xataka, fecha de acceso: mayo 8, 2025, https://www.xataka.com/energia/red-electrica-espanola-tiene-veredicto-que-causo-apagon-desconexion-generacion-no-ciberataque
13. Análisis de las Posibles Causas del Apagón Eléctrico en la Península Ibérica y Sur de Francia (28 de Abril de 2025) – Germán Fernández, fecha de acceso: mayo 8, 2025, https://germanfernandez.com/analisis-de-las-posibles-causas-del-apagon-electrico-en-la-peninsula-iberica-y-sur-de-francia-28-de-abril-de-2025/
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83. ACCIONA Energía starts operating the first V2G changers for IKEA’s fleet in Spain, fecha de acceso: mayo 8, 2025, https://www.acciona.com/updates/news/acciona-energy-starts-v2g-changers-ikea-fleet-spain
84. ACCIONA Energía starts operating the first V2G chargers for IKEA’s fleet in Spain | WebWire, fecha de acceso: mayo 8, 2025, https://www.webwire.com/ViewPressRel.asp?SESSIONID=&aId=336368