El 10 % de los vehículos eléctricos de California podría aportar 9 GW de capacidad de apoyo a la red

California está explorando la conversión de millones de vehículos eléctricos (VE) estacionados en «centrales eléctricas móviles» distribuidas. Un informe reciente conjunto de GridLab, Kevala y la empresa Energy and Environmental Economics revela que, si para 2036 tan solo el 10 % del parque previsto de vehículos eléctricos del estado participa en proyectos de interacción vehículo-red (Vehicle-to-Grid, V2G), se podrían aportar aproximadamente 9 GW de potencia regulable durante 12 horas — equivalente a una capacidad de almacenamiento flexible de 108 GWh —, superando más de un tercio del objetivo estatal total de almacenamiento de larga duración para ese año.

La tecnología V2G permite que los modelos compatibles inyecten energía desde sus baterías al sistema eléctrico durante los periodos de mayor demanda; a su vez, los propietarios pueden recargar sus vehículos cuando los precios de la electricidad son más bajos y la generación renovable es abundante (por ejemplo, durante las horas centrales del día con alta producción fotovoltaica). Esta interacción bidireccional no solo mejora la resiliencia de la red, sino que también genera ingresos potenciales para los usuarios.

El informe, titulado «Desbloqueando la carga flexible en California: Una hoja de ruta sostenible para la asequibilidad y la fiabilidad», subraya que, además de los vehículos eléctricos, las baterías domésticas de almacenamiento, los termostatos inteligentes, los calentadores de agua eléctricos y las cargas comerciales de edificios también pueden integrarse en una «central eléctrica virtual», reduciendo así la dependencia de nuevas centrales térmicas, grandes instalaciones de almacenamiento y costosas modernizaciones de la red.

Aunque la base tecnológica hardware ya está madurando, los obstáculos reales radican en el diseño institucional: actualmente, los programas de respuesta a la demanda de las distintas empresas distribuidoras de California (como PG&E, SCE y SDG&E) presentan normas divergentes en cuanto a requisitos de acceso, mecanismos de compensación y especificaciones técnicas. «La infraestructura de la próxima generación de redes ya está, de hecho, estacionada en nuestros garajes, hogares y oficinas», señala Ric O'Connell, director ejecutivo de GridLab. «El problema no es si los recursos existen, sino si los programas actuales logran desbloquear todo su valor potencial.»

El informe insta a implementar, a escala estatal, un marco de proyectos estandarizado — incluyendo especificaciones técnicas comunes de interfaz, mecanismos de pago basados en la verificación real del desempeño de la red (y no simplemente por inscripción), y límites máximos de compensación (inferiores al costo evitado por la empresa distribuidora) —, para garantizar la equidad tarifaria de los usuarios sin VE ni sistemas de almacenamiento. Este «parapeto de asequibilidad» aborda directamente el núcleo de la controversia sobre los subsidios a la energía solar residencial en California: evitar que los costos del sistema se trasladen a quienes no participan.

Dicha hoja de ruta continúa las conclusiones de un estudio conjunto publicado en 2024 por GridLab y Brattle Group, según el cual las centrales virtuales construidas con tecnologías comerciales disponibles hoy podrían satisfacer más del 15 % de la demanda pico de electricidad en California y generar ahorros anuales de 550 millones de dólares tanto para las empresas distribuidoras como para los consumidores. Cabe destacar que estos valores representan potenciales modelados, no beneficios operativos reales aún alcanzados. La implantación generalizada de V2G requiere aún la convergencia de múltiples factores: compatibilidad de los vehículos, difusión masiva de cargadores bidireccionales, políticas unificadas de conexión y disposición efectiva de los usuarios a participar.

Incluso sin llegar aún a la interacción bidireccional, la carga inteligente unidireccional ya ofrece un valor significativo: mediante la programación automática fuera de las horas pico (por ejemplo, evitando que millones de VE se conecten simultáneamente durante la noche), se reduce eficazmente la presión sobre la red. La Comisión de Energía de California destaca que la gestión automatizada de la flexibilidad de la carga no solo pospone inversiones costosas en infraestructura, sino que también favorece una mayor integración local de la energía renovable.

Lo que enfrenta California no es una escasez de baterías, sino la urgente necesidad de construir un sistema estatal integrado y verdaderamente interoperable entre «vehículo–punto de carga–red–usuario».