Alemania: Enercity vende con éxito electricidad procedente de baterías de VE en el mercado eléctrico

Para la prueba, Enercity desplegó doce vehículos VW ID. Buzz de su propia flota de empresa. La empresa conectó los vehículos a través de doce puntos de carga con capacidad bidireccional en una configuración agregada. En conjunto, la agrupación alcanzó una capacidad técnica de agregación de 0,132 MW. Sin embargo, Enercity sólo comercializó 0,1 MW, que la empresa considera el umbral mínimo para participar en el mercado energético.

En teoría, diez vehículos con una capacidad de carga de 11 kW cada uno habrían sido suficientes. Sin embargo, Enercity incluyó intencionadamente vehículos adicionales, ya que los vehículos de la flota pueden tener que salir con poca antelación durante las operaciones diarias. La empresa diseñó la prueba de campo para reflejar lo más fielmente posible las condiciones del mundo real.

La prueba tuvo lugar entre el 8 y el 10 de mayo y duró 53 horas. Enercity puso fin a la operación a medianoche del domingo para asegurarse de que los vehículos estuvieran suficientemente cargados el lunes por la mañana. Según la empresa, el periodo de prueba podría haber continuado de otro modo durante unas seis horas más. Durante el periodo de prueba, Enercity realizó un total de 145 transacciones comerciales en la bolsa de energía.

A pesar de las limitaciones técnicas que afectaron a la conexión de la bolsa el sábado por la mañana, la empresa generó una cantidad de ingresos de tres cifras a través del comercio. A preguntas de electrive, Enercity no reveló si los ingresos se acercaban más a los 150 o a los 300 euros.

Parque de vehículos como sistema de almacenamiento estacionario

Técnicamente, Enercity trataba la flota de vehículos como un sistema estacionario de almacenamiento de energía. La energía se absorbía cuando los precios eran bajos y se devolvía a la red cuando los precios eran altos. Los vehículos respondían automáticamente a las señales de precios del mercado continuo intradiario. El objetivo era demostrar que una flota conectada bidireccionalmente puede gestionarse algorítmicamente en funcionamiento real utilizando la misma lógica que un sistema de almacenamiento convencional, no sólo en simulaciones.

Para Aurélie Alemany, Presidenta del Consejo de Administración de Enercity AG, la conclusión es clara: “La flexibilidad es un componente clave de la transición energética, y vemos que podemos desbloquearla cada vez más a través de la carga bidireccional. El hito que hemos logrado ahora demuestra el potencial inherente a la vinculación de los sistemas de movilidad y energía. Las flotas eléctricas comerciales pueden proporcionar flexibilidad de forma prospectiva precisamente cuando el sistema energético la necesita. Esto contribuye a la estabilidad de la red y a la integración de las energías renovables, al tiempo que abre nuevas oportunidades económicas para nuestros clientes comerciales.”

Para Enercity, el modelo basado en flotas es, por tanto, un elemento clave del proyecto. El proveedor de energía opera 75 VW ID. Buzz dentro de su propia flota, lo que permite a la empresa abordar uno de los principales retos asociados a muchos proyectos de V2G. Los vehículos ya estaban disponibles, aparcados regularmente en las instalaciones de la empresa y previsiblemente accesibles, sobre todo durante las noches y los fines de semana.

Según Enercity, esta combinación hace que las flotas B2B sean especialmente adecuadas para la carga bidireccional. En comparación con los vehículos de propiedad privada, las empresas pueden gestionar la disponibilidad de los vehículos, la infraestructura de carga y las condiciones de funcionamiento de forma mucho más eficaz.

La fase de prueba siguió a cuatro meses de comercio en la sombra

El proyecto comenzó el año pasado. En septiembre, Enercity estableció la base técnica y conectó inicialmente un único vehículo a una central eléctrica virtual con fines de prueba. La empresa implementó el sistema de control de forma pragmática, utilizando componentes como los dispositivos Shelly y sin medición conforme a la ley de calibración para la facturación.

Durante una fase de comercio en la sombra de cuatro meses, Enercity probó los flujos de datos, los procesos de comunicación y la estabilidad del sistema. A continuación, la empresa amplió la instalación a doce puntos de recarga y trasladó las operaciones a un emplazamiento capaz de agregar la capacidad mínima necesaria para el comercio real de energía.

El hito actual marca así la transición de la simulación a las operaciones de intercambio de energía en el mundo real. Los vehículos tuvieron que ser orquestados con diversos estados de carga y controlados simultáneamente. Según Enercity, la prueba demostró que la integración técnica de vehículos, infraestructura de carga, control de software, centrales eléctricas virtuales y comercio de intercambio de energía funciona fundamentalmente.

Sin embargo, Enercity aún no considera que el modelo de negocio esté totalmente aclarado. Aunque el proyecto demostró que es posible generar ingresos mediante el comercio de energía, el tratamiento reglamentario de los sistemas de almacenamiento móviles sigue sin resolverse. Para el proveedor de energía, una de las cuestiones centrales es si la electricidad almacenada temporalmente en las baterías de los vehículos puede recibir el mismo trato que la energía almacenada en los sistemas fijos, sobre todo en lo que respecta a las tarifas de red, los gravámenes, las tasas y la prevención de la doble imposición.

Para ello, los operadores deben distinguir claramente entre la electricidad que se consume realmente para conducir y la que sólo se almacena temporalmente antes de volver a inyectarla a la red.

Siguen pendientes las cuestiones reglamentarias

En este contexto, Enercity se refiere a las evaluaciones reglamentarias en curso de la Agencia Federal de Redes alemana (Bundesnetzagentur) y al debate más amplio en torno a la futura estructura de las tarifas de red. Según la empresa, la ampliación del modelo requerirá algo más que soluciones aisladas desarrolladas por proveedores individuales dentro de sus propias zonas de red. En su lugar, Alemania necesitará un marco nacional y estandarizado que permita el uso económicamente viable y administrativamente fiable de sistemas móviles de almacenamiento en las flotas de los clientes.

Enercity espera que surja una solución provisional a finales de 2028. A continuación, la empresa prevé que todos los sistemas de almacenamiento de carga bidireccional, ya sean móviles o fijos, se integren en el nuevo sistema de tarifas de red en el marco de AgNes.

De cara al futuro, Enercity pretende crear una oferta de servicios regulares para los clientes de flotas basada en los resultados de la prueba. La empresa considera que su papel en el futuro se extenderá más allá del suministro tradicional de energía hacia los servicios de agregación y flexibilidad. Desde la perspectiva de Enercity, la gestión de numerosas pequeñas unidades móviles de almacenamiento se asemeja a la explotación de una central eléctrica virtual altamente descentralizada.

La empresa espera que el seguimiento, la agregación y el control basado en el mercado de muchos activos descentralizados se convierta en un nuevo segmento de negocio en el futuro.

Sin embargo, un despliegue más amplio sigue dependiendo de la certidumbre reglamentaria. Según Enercity, la empresa activaría el sistema de forma permanente una vez que se hayan aclarado las condiciones marco pendientes. Las principales ventanas operativas serían los periodos en los que las operaciones normales de la flota no se vieran afectadas, especialmente durante las noches y los fines de semana.

La empresa afirma que el algoritmo podría iniciar automáticamente el comercio de energía siempre que un número suficiente de puntos de recarga estén ocupados simultáneamente por vehículos disponibles.