La central eléctrica más fiable de Europa está aparcada, pero tiene horarios distintos en cada mercado

El vehicle-to-grid lleva cinco años a la vuelta de la esquina desde hace veintinueve años. El artículo que le dio nombre se publicó en 1997, el primer hub comercial abrió en 2016, y todas las previsiones intermedias situaban el punto de inflexión justo más allá del horizonte. Lo que hace distinto a 2026 no es la tecnología, que funciona en ensayos desde Delaware. Es que, por primera vez, la frase puede contrastarse con datos: el parque es lo bastante grande para medirlo, los wallboxes están a la venta y los mercados que pagarían han publicado sus precios. Así que medimos, y este artículo es el resultado. Empieza por la historia, porque la historia es la razón para ser prudentes.

La idea de que un coche aparcado es una central eléctrica es más antigua que la mayoría de los coches de nuestro panel, y esos cinco años han ido avanzando con el calendario. Una historia breve e injusta.

En 1997 Willett Kempton y Steven Letendre escribieron el artículo que dio nombre a la idea: las baterías de los coches eléctricos, sumadas, superarían muchas veces la capacidad de generación de todas las centrales eléctricas del país, y la clave no era la energía a granel, sino responder en el instante en que la red lo pidiera. Por entonces casi no había coches eléctricos. El mismo grupo calculó la economía en 2005: el dinero estaba en la regulación de frecuencia y las reservas, no en la carga base, y un solo coche podía, en principio, ganar miles de dólares al año haciéndolo. Veinte años después, ese artículo sigue citándose en la mayoría de los planes de negocio de V2G.

Las previsiones empezaron cuando ya existía el Leaf. En noviembre de 2011 Pike Research estimó casi 100 000 vehículos habilitados para V2G en 2017. En mayo de 2012 Nissan lanzó LEAF to Home en Japón, un año después de Fukushima, y el coche se convirtió en generador de respaldo para la casa antes de convertirse en algo útil para la red. En marzo de 2015 Navigant situó los ingresos de vehicle-grid en unos 21 millones de dólares al año para 2024, y en agosto de 2016 Nissan, Enel y Nuvve abrieron el primer hub V2G plenamente comercial del mundo: diez furgonetas eléctricas en un aparcamiento de una compañía eléctrica en Frederiksberg, Copenhague.

En febrero de 2018 el gobierno británico financió 21 proyectos V2G con 30 millones de libras, poniendo a prueba unos 2 700 vehículos; Electric Nation y Powerloop, de los que nos apoyamos más adelante en este artículo para analizar el comportamiento de conexión, proceden de aquella convocatoria. En diciembre de 2019 Navigant elevó su cifra a 1.4 mil millones de dólares para 2030. En abril de 2022 Utrecht se declaró la primera región bidireccional del mundo con 150 Ioniq 5 compartidos. En 2025 Octopus puso a la venta una tarifa V2G en Gran Bretaña, Renault lanzó una para el 5 en Francia y, en 2026, Volkswagen, BMW y E.ON comercializaron los wallboxes. A partir de 2027 AFIR exige el protocolo bidireccional en los nuevos puntos públicos de AC.

Lee las fechas: cada una se anunció como el punto de inflexión. Los ensayos, siendo justos, funcionaron: los coches sí regularon la frecuencia en Delaware, Copenhague y Utrecht. Lo que nunca había existido hasta ahora era un parque suficientemente grande para importar, un wallbox que pudieras comprar, un protocolo que todos hablaran y una tarifa que pagara, en el mismo país y al mismo tiempo. El primero de esos cuatro elementos es aquel del que pueden hablar nuestros datos, y ha cambiado más en los últimos tres años que en los veinticinco anteriores. Por eso el resto de este artículo trata del parque móvil, no de la tecnología.

Parte 1. El lado de la oferta: cuánto del parque está conectado y cuándo

Una central eléctrica se describe con tres cifras: cuánta capacidad tiene, cuándo está disponible y cuánto cuesta operarla. Para la batería distribuida en los coches eléctricos europeos, la tercera es casi cero y las dos primeras son desconocidas, porque nadie mide un coche aparcado. Esta parte mide lo que puede medirse —la red pública Type 2, hora a hora, en once países— y después lo extrapola al parque móvil con supuestos explícitos. Todo aquí es oferta. La Parte 2 aborda si alguien paga por esa oferta.

Los cargadores rápidos acaparan los titulares. Type 2 hace el trabajo, y lo hace mientras nadie mira. A medianoche de un día laborable de agosto, el 20% de las plazas públicas de AC en Países Bajos tenía un coche conectado al cable: unos 31 000 vehículos atados a un poste junto a la acera, sin hacer nada hasta la mañana. En las calles municipales de Oslo es el 37%. En Estocolmo, el mismo enchufe está más ocupado a las nueve de la mañana, en un aparcamiento de empresa.

Esa es la materia prima del vehicle-to-grid: no la batería, que se da por sentada, sino las horas que el coche pasa conectado a un cable. Esta parte trabaja solo con lo que podemos ver: 408 000 plazas públicas de AC en once países, consultadas hora a hora. Mide cuándo albergan un coche, explica por qué esas horas difieren entre mercados y las compara con la hora en que alcanza su pico cada red. Todas las conclusiones se refieren a la red pública y a nada más hasta la última sección, que estima las entradas de viviendas y los aparcamientos que no podemos ver.

Un enchufe, tres turnos: lo que muestran las plazas públicas

Ordena los países por la hora en que sus plazas públicas de AC están más llenas y se dividen en tres grupos. Se trata solo de la red pública: postes en la vía pública, aparcamientos y puntos de destino, no el wallbox del garaje. El turno de noche corresponde a Países Bajos y Noruega: las plazas se llenan desde las 17:00, alcanzan el pico alrededor de medianoche y se vacían después de las 07:00. El turno de día corresponde a Suecia, Finlandia y Suiza: las plazas se llenan a las 07:00, alcanzan el pico a las nueve o diez y solo mantienen un coche en alrededor del 8% de las plazas a las dos de la madrugada. El turno de todo el día corresponde a Alemania, Italia, Francia y Grecia: una curva más plana que se llena a media mañana, sigue ocupada hasta la tarde y nunca termina de vaciarse.

La razón no es el conector. Es quién posee el coche y dónde duerme. En los Países Bajos, solo el 27% de los hogares puede aparcar en terreno propio, y el 64% de los nuevos VE son coches de leasing. En la práctica, un punto público neerlandés es un cargador doméstico situado en la acera; la encuesta nacional de recarga concluye que los conductores sin recarga en casa recorren el 63% de sus kilómetros con AC pública. En Noruega, la propiedad es privada, el leasing privado representa solo el 16% de las ventas, y alrededor de nueve de cada diez propietarios cargan en casa; para la red pública de AC queda el núcleo urbano de viviendas en bloque, y por eso se comporta como Ámsterdam. Suecia es la imagen especular: solo cerca de un tercio de los coches nuevos se registra a nombre de particulares, el coche de empresa viene con un enchufe en el trabajo, y la red pública de AC está en gran medida en el aparcamiento bajo la oficina. Alemania queda en medio, con aproximadamente dos tercios de los nuevos BEV pasando por canales comerciales y una red pública construida en torno a destinos, no a bordillos.

Noruega muestra ambos patrones dentro de un mismo país. La red municipal de Oslo junto al bordillo mantiene un coche en el 37% de sus plazas entre medianoche y las 04:00, y apenas se mueve hasta que empiezan las salidas matinales a las 05:00. Los puntos de destino de Mer Norway hacen lo contrario: se llenan desde las 09:00 y se vacían a las 18:00. Sume ambos con el resto del país y la curva nacional de AC pública se aplana en torno al 14% durante todo el día. Suecia conserva su perfil laboral hasta el final: el 8% de las plazas mantiene un coche por la noche, el 17% a las 08:00.

De ello se desprenden dos consecuencias, ambas sobre la infraestructura pública. Los países del turno nocturno mantienen sus coches conectados precisamente durante las horas en que la red no tiene nada mejor que hacer, lo que los hace ideales para cargar e inútiles para recortar el pico vespertino, salvo que el coche ya esté allí a las 17:00. Y, en los Países Bajos, normalmente lo está: el 18% de las plazas están ocupadas a las 17:00, frente al 20% a medianoche. Los países del turno diurno mantienen sus coches durante las horas solares y los devuelven a las 16:00: la dirección equivocada para un pico vespertino y la correcta para absorber el excedente del mediodía.

Cuándo están conectados los coches y cuándo los quiere la red

Una batería aparcada solo vale algo a la hora en que el sistema tiene déficit. Nuestras curvas de coches conectados son de agosto, así que aplicamos a la red el mismo mes: para cada país tomamos la carga media de un día laborable de agosto de 2026 de Energy-Charts, identificamos la hora de máximo y leímos la curva pública de conexión en esa hora. La carga aquí es lo que la red realmente debe atender, neto de solar en cubierta; por eso los picos estivales en los Países Bajos, España e Italia llegan tras anochecer, mientras que el alemán cae a las 11:00. El gráfico sitúa la cuota de plazas con un coche a esa hora junto a la cuota en la hora de mayor conexión del propio país. La diferencia entre las dos barras es la parte de la infraestructura pública que ya se ha ido a casa, o que todavía no ha llegado. Lo que ocurra en los garajes privados a esa hora es cuestión de la última sección.

En verano, la red quiere las plazas públicas cuando están llenas. El pico neerlandés llega a las 21:00, cuando las plazas junto al bordillo están al 92% de la ocupación que alcanzarán a medianoche. Noruega alcanza su pico a las 20:00 sobre una curva plana durante todo el día. Italia y España también alcanzan el máximo tras anochecer, con sus plazas en o cerca de su nivel alto nocturno. Los países de oficinas tienen la misma suerte desde el otro lado: la carga estival de Suecia alcanza su máximo a las 11:00 y la de Finlandia a las 13:00, en plena jornada laboral, con las plazas al 97% y el 95% de ocupación respecto a su propio pico. Francia y Grecia alcanzan el máximo a las 14:00, sobre su meseta de la tarde.

Las excepciones son mercados de destino cuyos coches siguen horarios distintos a los de la red. La carga de Suiza alcanza su máximo a las 19:00, después de que se haya ido la infraestructura de turno diurno: entonces un coche ocupa el 8% de las plazas, frente al 12% a las 10:00. Alemania es la imagen especular: su pico estival llega a las 11:00 y sus plazas públicas se llenan hacia la tarde, por lo que en el pico están al 74% de la ocupación que tienen a las 19:00.

El invierno es la prueba más exigente, y solo podemos hacerla donde tenemos curvas de conexión de enero. Para Noruega y Suecia las tenemos, procedentes de un panel fijo más antiguo de plazas. La carga de Suecia en enero alcanza su máximo a las 17:00; sus plazas mantenían un coche en el 13% de los casos a esa hora, frente al 26% a las 11:00, de modo que la mitad de la infraestructura laboral ya había terminado su jornada antes de que la red la necesitara. La carga noruega de enero es máxima a las 16:00 en un día laborable medio, y el récord absoluto se registró entre las 08:00 y las 09:00 del 7 de enero de 2026: el panel noruego mostraba un 16% a las 16:00 y un 17% a las 08:00, frente al 25% durante la noche. La infraestructura junto al bordillo se desconecta mientras la red bate sus récords. Los picos invernales de Francia e Italia se desplazan a las 09:00 de la mañana; haremos la misma comprobación allí cuando lleguen las curvas de enero.

Así que, en la red pública, la infraestructura estival está en servicio a la hora adecuada casi en todas partes, y las dos excepciones son mercados de destino cuyos coches se van antes del pico o llegan después. En invierno, donde podemos comprobarlo, el panorama cambia: la infraestructura laboral termina su jornada antes del pico sueco y la infraestructura junto al bordillo se va desconectando mientras Noruega bate sus récords. Donde la infraestructura está fuera de servicio, su valor no consiste en recortar picos, sino en absorber solar y eólica al mediodía: un servicio real y un modelo de negocio distinto.

El invierno agranda la infraestructura y la necesidad

Un coche eléctrico consume mucha más energía en invierno: calefacción del habitáculo, acondicionamiento de la batería, nieve y mayor resistencia a la rodadura. La prueba invernal de NAF de 2025 detectó una pérdida media de autonomía del 19% entre menos seis y más ocho grados; la prueba de 2026, realizada con temperaturas de hasta menos 32, encontró un 38%. El conjunto de datos de cinco millones de trayectos de Geotab sitúa la autonomía utilizable en el 54% de la homologada a menos 15. Más energía por kilómetro significa más sesiones de carga, y más sesiones significan más horas conectados.

Nuestro panel fijo noruego lo muestra: la ocupación pública de AC subió de alrededor del 15% en septiembre al 20% en enero, y la serie diaria sigue la temperatura con r = −0.68 (reanálisis Open-Meteo, ponderado por población). Suecia no sigue la temperatura en absoluto (r = −0.08); solo se mueve durante las dos semanas navideñas, cuando las oficinas se vacían y la ocupación cae del 15% al 9%. De nuevo, es la historia de la propiedad: una red laboral sigue el calendario; una red junto al bordillo sigue el termómetro. Los picos récord tanto de Noruega como de Finlandia son mañanas de invierno, de modo que la infraestructura pública junto al bordillo es mayor precisamente en la temporada en que la red está más tensionada, y abandona la calle precisamente a la hora en que la red está más tensionada.

Cuánto vale un coche conectado, en cada mercado

Todos los productos bidireccionales que llegarán al mercado europeo en 2026 se sitúan en torno a los 11 kW en trifásica de 400 V: el cargador BiDi de Volkswagen y Elli, la wallbox DC de 11 kW de BMW y E.ON para el iX3, la caja Mobilize de Renault de 7 a 22 kW, el Quasar 2 de Wallbox de hasta 12.8 kW. Hyundai y Kia han activado el V2G para el EV9 y el Ioniq 9 en los Países Bajos. Sin embargo, el límite físico de una conexión doméstica lo marca la vivienda, no el coche.

Esta limitación monofásica pesa más en el país con más coches. Más del 70% de los hogares noruegos están en una red IT de 230 V, donde no se ofrece carga trifásica y NAF aconseja monofásica a 16 o 32 A. Por tanto, el parque noruego de un millón de coches cuenta a 7 kW, igual que el británico, mientras que un coche neerlandés o alemán cuenta a 11. Volkswagen cifra en alrededor de un millón los coches MEB en Europa preparados para bidireccionalidad, lo que, junto con Renault, Hyundai, Kia y BMW, sustenta nuestra hipótesis de que el 15% del parque actual podría devolver energía a la red si existieran la wallbox y la tarifa adecuadas.

De los puntos que vemos al parque que no vemos: hoy y 2030

Todo lo anterior está medido. A partir de aquí, es estimado. La AC pública es una pequeña ventana a un parque enorme: en el pico de red neerlandés, nuestros puntos albergan alrededor del 3% de los BEV del país; en Alemania, el 0.2%. La mayoría de los coches duerme en entradas y garajes que no podemos ver, y nada en el patrón público nos dice si están enchufados. Por eso construimos la cifra a nivel de parque a partir de tres componentes: los coches que medimos en puntos públicos, los coches de conductores que pueden cargar en casa multiplicados por una probabilidad de estar enchufados a esa hora, y, del mismo modo, los coches de conductores con un enchufe en el trabajo. Las probabilidades proceden de los ensayos que las han medido: Electric Nation encontró coches enchufados más de 12 horas por sesión y cargando dos o tres veces por semana, lo que sitúa a un coche doméstico conectado entre el 30% y el 45% de las noches, y Octopus Power Pack pide a sus clientes V2G 12 horas al día durante 20 días al mes. Los datos de entrada están en la tabla para que se puedan discutir.

Con estos supuestos, en el pico de red propio de cada país, entre 12 y 20 GW de capacidad de inversores están hoy conectados a la red en los once países, de los cuales 2.0 a 3.2 GW pertenecen a coches que técnicamente podrían devolver energía. Para 2030, con una flota que se habrá más que duplicado y seis de cada diez coches nuevos bidireccionales, la parte apta será de 10 a 16 GW y de 15 a 24 GWh de energía utilizable en la hora punta. Solo Alemania representa 3.0 a 5.2 GW de ello. Fraunhofer ISI y T&E sitúan en 13 GW la capacidad de respaldo que V2G podría sustituir en toda la UE en 2040; nuestros once países siguen esa trayectoria y van por delante en los mercados de recarga en la vía pública.

Parte 2. La demanda hoy: dos bolsas de valor

Un coche bidireccional, aparcado y enchufado puede cobrar en dos frentes, y son mercados distintos con físicas distintas. Delante del contador, el operador del sistema de transporte compra el derecho a recurrir a la potencia del coche durante segundos o minutos para sostener la frecuencia y restablecer el equilibrio: una subasta pura de oferta y demanda con una necesidad fija, cuyo precio lo marca el proveedor más barato dispuesto a estar disponible. Detrás del contador, el coche desplaza el consumo propio del hogar o del edificio de las horas caras a las baratas, y el valor es un ahorro en la factura, limitado por cuánto de esa factura puede desplazarse. La primera bolsa es pequeña y disputada. La segunda es grande en conjunto y escasa por coche. Cuantificamos ambas a precios actuales; la Parte 3 pregunta cómo se moverán los propios precios.

Bolsa uno: reservas de frecuencia y balance

Todos los operadores europeos de sistemas compran las mismas tres cosas: reserva de contención de frecuencia (FCR, los primeros segundos), reserva automática de restauración (aFRR, los minutos siguientes) y reserva manual (mFRR, el siguiente cuarto de hora y más allá), además de algunos productos locales. Un coche puede técnicamente prestar los tres, pero lo que determina si puede hacerlo es el reglamento: la oferta mínima, si se pueden agrupar activos pequeños, si un hogar detrás de un contador estándar puede cumplir los requisitos y si un agregador puede actuar sin el comercializador de electricidad del cliente. La tabla muestra la situación en septiembre de 2026, según los propios documentos de los TSO.

Lee la última columna de arriba abajo y el mapa queda claro. Los mercados nórdicos aceptan ofertas desde 100 kW, agrupan lo que sea, y diez furgonetas danesas llevan vendiendo FCR-N desde 2016; Fingrid incorpora explícitamente los grupos de proveedores agregados en sus reglas de precalificación y Virta ya opera cargadores públicos en el FCR-D finlandés, solo para carga. Francia certificó para FCR una flota de coches de empresa en febrero de 2022, Suiza precalificó cincuenta Honda para FCR y aFRR, y los Países Bajos operaban coches en el aFRR de TenneT ya en 2019. Alemania tiene una guía de precalificación redactada específicamente para vehículos eléctricos, y su barrera es la medición: cada emplazamiento necesita medición por intervalos, lo que excluye al hogar con perfil estándar que representa a la mayoría de conductores. La barrera británica es la misma, pero más dura: Powerloop constató que la medición de diez segundos de los cargadores se quedaba muy corta respecto a lo que exigen los servicios de frecuencia. España solo reconoció al agregador independiente por decreto en 2026, Italia empezó siquiera a remunerar FCR en junio de 2026, Grecia ha concedido licencias a agregadores y no tiene coches. Noruega está lista sobre el papel y acaba de limitar lo que los activos pequeños pueden precalificar.

El precio que gana un megavatio de reserva lo fija quien esté dispuesto a esperar al menor coste, y desde 2023 ese ha sido una batería. El FCR-D up sueco promedió 127 euros por MW por hora en 2022 y 12 en 2025; los ingresos auxiliares de una batería sueca cayeron cerca de un 90% entre mediados de 2023 y principios de 2026, y los TSO nórdicos contabilizaron 670 MW de baterías precalificadas para un producto de 550 MW. El Dynamic Containment británico pagaba 17 libras en su lanzamiento en 2021 y entre 2 y 4 libras desde 2023, con 7 GW de baterías conectadas. Alemania tenía 1.35 GW de baterías precalificadas para FCR el 1 de enero de 2026, 2.3 veces lo que compra, y Modo prevé que aFRR se sature en dos o tres años. Francia es la excepción que lo demuestra: el FCR cayó un 73% de 2022 a 2024, y después aFRR se reabrió a las baterías y los ingresos repuntaron, por ahora. Allí donde puede llegar un coche, un contenedor de celdas llegó primero, no necesita conductor y oferta a su coste marginal.

Ponga un coche en esos mercados en condiciones realistas —puja de 7 kW, 3 000 horas al año enchufado con margen, el agregador quedándose el 40%— y deja entre 150 y 350 euros netos al año a precios de 2025 en la mayor parte de Europa, hasta unos 680 en los nichos donde FCR-N o aFRR todavía pagan: Suecia, Dinamarca, Francia, Países Bajos. Eso encaja con lo que realmente se ofrece. Elli paga hasta 720 euros el primer año por 250 horas al mes, Dreev pagaba hasta 20 euros al mes, las furgonetas danesas ganaban entre 1 400 y 1 900 euros al año a precios de 2017 a 2019 que ya no existen. Los nichos son pequeños: los pools suman entre 50 y 2 000 MW, es decir, de diez mil a unos pocos cientos de miles de coches a plena disponibilidad, frente a millones de coches eléctricos y 360 000 Volkswagen preparados para V2G solo en Alemania. Llene un pool y el precio acaba donde ha acabado el británico; a 4 euros por MW y hora, un coche deja unos 50 euros netos al año, menos de lo que cuesta su propia medición. Esa es la trayectoria de todo mercado de flexibilidad al madurar, y los coches están llegando al final de la curva, no al principio.

Pool dos: detrás del contador

El caso con el que abre todo folleto de wallbox es el coche familiar como batería doméstica. Construimos un modelo horario sencillo para analizarlo. Tome un año de precios del mercado diario hasta agosto de 2026 para cada mercado, añada el impuesto energético, el cargo de red por kilovatio-hora y el IVA para que se parezca a un contrato doméstico indexado al mercado spot; dé a la casa una curva de carga normal con un pico vespertino y, en el norte, uno invernal; y dé a la familia un coche de 60 kWh que sale a las 07:00 entre semana, vuelve a las 17:00 tras haber consumido 7 kWh y se queda en casa todo el fin de semana. Después, deje que un controlador con previsión perfecta decida cada tarde, cuando se publican los precios del día siguiente, cuándo cargar y cuándo alimentar la casa desde el coche, dentro de una ventana de 12 a 54 kWh y pagando dos céntimos por kilovatio-hora por el desgaste de la batería. Ejecútelo de tres formas: cargando en cuanto se enchufa el coche, cargando en las horas más baratas y cargando en las horas más baratas más descargando hacia la casa en las más caras. El segundo paso es carga inteligente y no necesita hardware bidireccional. El tercero es V2H, y lo importante es cuánto añade al segundo.

La respuesta, en once mercados, ronda los 144 euros al año, y la carga inteligente por sí sola vale aproximadamente lo mismo. Gran Bretaña es el mejor caso con 255 euros, porque sus precios vespertinos son los más elevados en relación con los nocturnos; Italia, el peor con 44, porque una curva de precios plana y una casa pequeña no dejan nada que desplazar. Gran Bretaña es la excepción en carga inteligente: con Octopus Agile, donde el precio minorista oscila con el mayorista, simplemente trasladar la propia carga del coche a las horas baratas vale unos 509 euros, y el paso adicional de descarga, 255. En todas partes la casa es la limitación, no la batería: el coche tiene 40 kWh de margen y el pico vespertino de una vivienda europea es de cinco a diez kilovatios-hora, y eso es todo lo que V2H puede desplazar.

Para esta familia, la solar lo empeora, no lo mejora. Los paneles producen entre las 10:00 y las 15:00 de un día laborable y el coche está en el trabajo; el excedente se vierte a red al precio que marque la regla de compensación, y el único sol que el coche llega a almacenar es el del fin de semana. Con 6 kWp en el tejado, el incremento de V2H cae a 125 euros en Alemania y 118 en Países Bajos; y en Países Bajos no es nada hasta que termine la compensación neta en 2027, porque hasta entonces cada kilovatio-hora exportado se compensa al precio minorista íntegro, lo que equivale a una batería perfecta y gratuita. Suecia eliminó su crédito a la exportación de 60 öre el 1 January 2026, y eso es lo que hace que el almacenamiento doméstico de cualquier tipo empiece a rentar allí.

Lo único que cambia el panorama es que el coche se quede en casa. Ejecute el mismo modelo para un hogar cuyo coche permanece en la entrada todo el día —una persona jubilada o que teletrabaja— y el incremento de V2H prácticamente se duplica: 375 euros en Finlandia, 328 en Francia y 357 en Gran Bretaña; además, el caso solar pasa a ser positivo porque el coche está allí al mediodía. Este es el cliente doméstico de V2H: no el trabajador que se desplaza con coche de empresa, que es el cliente que reflejan los datos públicos, sino el coche que está aparcado.

El aparcamiento: detrás del contador, a escala

El otro caso detrás del contador es el edificio, y es mejor. Una oficina, un hotel o un bloque de pisos con aparcamiento pagan la electricidad dos veces: por kilovatio-hora y por kilovatio de su máxima demanda mensual. Elvia cobra a una empresa en Oslo 31 coronas por kW al mes en verano y 74 en invierno, unos 55 euros por kW al año; una red de distribución alemana cobra alrededor de 100 a 150 euros por kW al año en baja tensión. Ese cargo lo determina un mal cuarto de hora, normalmente a media tarde en verano, cuando los chillers están encendidos y todos los coches siguen en el sótano.

Cincuenta coches aparcados de nueve a cinco, cada uno dispuesto a devolver 5 kW durante una hora, recortan 250 kW de ese cuarto de hora. En Alemania eso vale entre 25 000 y 37 000 euros al año solo en cargos por potencia, o entre 500 y 750 euros por coche, antes de cualquier arbitraje energético o autoconsumo solar; en Oslo, unos 14 000 euros, o 275 por coche. Los coches están presentes cuando se produce el pico, que es toda la diferencia respecto al caso doméstico, y el propietario del edificio ya tiene el contador, el fusible y el motivo. Del lado de la carga, el mismo aparcamiento absorbe el excedente de mediodía de una cubierta solar, algo propio de la carga inteligente convencional y que no necesita ningún hardware bidireccional.

Las pegas son las que nuestros datos públicos pueden ver. Un aparcamiento de trabajo se vacía los viernes, en julio y en Navidad, exactamente como muestran las curvas suecas, y el cargo por potencia es mensual, así que un pico sin cubrir cuesta el mes. El propietario de la flota también necesita el consentimiento de los conductores para extraer energía de sus coches, algo sencillo para los vehículos compartidos y un contrato para todos los demás. Cuando el edificio es propietario de los coches, este es hoy el caso V2X más financiable de Europa.

Parte 3. El lado de la demanda mañana: más volatilidad, menos inercia

Dos cosas están ocurriendo a la vez en el lado de la demanda, y tiran de un coche en direcciones distintas. La primera es que Europa está llenando sus redes de generación que no se puede programar. La capacidad eólica en la UE alcanzó 246 GW a finales de 2025 y se dirige a unos 343 GW en 2030; la solar superó los 406 GW y los planes nacionales suman aproximadamente 700 GW para 2030. Solo Alemania prevé 215 GW de solar frente a 106 hoy, España 76 frente a 45 e Italia 80 frente a 41. La solar produce al mediodía, quiera o no alguien esa energía, así que las horas baratas se abaratan, las horas intermedias se encarecen y se amplía la brecha entre ambas, que es el núcleo de todo el caso detrás del contador. La segunda es que una red operada con inversores tiene menos masa giratoria, de modo que la frecuencia se mueve más rápido tras una avería y el operador del sistema necesita una respuesta más rápida, no solo mayor. Eso debería favorecer a una batería sobre ruedas. Que lo haga o no depende de quién más ofrezca lo mismo.

El diferencial es la parte medida, y ya se ha movido. El gráfico compara, en el mercado diario, las cuatro horas más caras de cada día con las cuatro más baratas y calcula la media anual: de 2019 a 2025 la brecha creció 7.2× en Noruega, 5.8× en Grecia, 5.6× en España, 5.0× en Suecia y 4.7× en Países Bajos, y 2026 hasta ahora es el año con mayor amplitud jamás registrado fuera de 2022 en siete de las diez zonas. 2022 fue el año del gas y es una anomalía en todas partes; si se excluye, la brecha se ha ampliado cada año desde 2023 en todos los mercados con fuerte peso solar: Alemania y Países Bajos, de unos 80 euros a 100 en 2025 y cerca de 130 en los primeros ocho meses de 2026; España, de 63 a 103; Francia, de 70 a 105; Grecia, de 95 a 136. Solo Suecia y Finlandia se mantienen planas, contenidas por la hidráulica y la nuclear, y el múltiplo de Noruega parte de casi cero. Los precios negativos cuentan la misma historia desde abajo: Alemania tuvo 69 horas por debajo de cero en 2022 y 573 en 2025, Países Bajos 584, España 556 y la SE2 de Suecia 681, y en toda la UE una de cada veinticinco horas fue negativa en 2024, y una de cada dieciséis en Francia, Alemania, Países Bajos y España en 2025. ACER mide las oscilaciones diarias de precios en aproximadamente cinco veces su nivel de 2020, y Aurora proyecta que los diferenciales horarios medios en Alemania aumentarán otro tercio hasta 2030. Los reguladores han convertido esto en un requisito: el JRC sitúa la flexibilidad que necesita el sistema de la UE en el 11% de la demanda hoy y el 24% en 2030, ACER adoptó la metodología para evaluar las necesidades nacionales de flexibilidad en julio de 2025 y ahora todos los Estados miembros deben publicar una, y TenneT afirma que Países Bajos necesita 9 GW de baterías de red para 2030 y cuenta con 2.2 GW de vehículos eléctricos entre la capacidad flexible que prevé.

Así que la segunda bolsa, la del arbitraje, crece con el parque y con el diferencial, y no tiene más techo que la propia carga del hogar. Pero el precio de esa flexibilidad también está bajando, por las mismas baterías: Aurora prevé más de 80 GW de baterías a escala de red en Europa para 2030, frente a 17 GW en 2025; la previsión de Modo para Alemania es de 15.4 GW, rebajada desde 18.7 GW por la competencia de los vehículos eléctricos. Una batería en un contenedor es un coche sin conductor: arbitra las mismas horas, en el mismo mercado, y cada gigavatio suyo aplana el diferencial que iba a ganar el siguiente coche.

La inercia es la parte que más suena a un trabajo para coches y menos probabilidades tiene de convertirse en uno. La física es real. Un estudio para la Comisión Europea sitúa la constante de inercia del sistema continental por encima de cinco segundos en 2019 y por debajo de tres en 2030, y concluye que mantener la tasa de cambio de frecuencia por debajo de 1 Hz por segundo tras una separación requeriría unos 300 GW·s de inercia adicional en 2030. El Project Inertia de ENTSO-E propone una constante de inercia mínima de dos segundos la mitad del tiempo. Los TSO nórdicos diseñan su reserva ante perturbaciones para 150 GW·s de energía cinética e informan de que las horas por debajo de ese nivel aumentan cada año desde 2022; Gran Bretaña ha rebajado su umbral mínimo de inercia de 140 a 120 GVA·s y propone 102, ahorrando un cuarto de billón de libras al año en costes de restricciones. Pero fíjese en cómo los operadores están comprando la solución. Gran Bretaña contrató 36 GVA·s de inercia a través de sus Stability Pathfinders, casi toda mediante compensadores síncronos, y añade solo 200 MW de Dynamic Containment. Alemania abrió en enero de 2026 un mercado para reserva instantánea a 805 a 889 euros por MW·s al año, con inversores grid-forming obligatorios en las baterías de alta tensión desde junio. Svenska kraftnät compra 113 MW de reserva rápida de frecuencia y tiene 910 MW precalificados, y su necesidad para 2035 va de casi cero a dos veces y media la actual según cuánto parque nuclear se mantenga. La inercia se contrata como un activo, una masa giratoria o un inversor grid-forming conectado a la red de transporte, no como una respuesta que un coche pueda ofertar. Lo que los coches sí pueden ofertar, los productos de subsegundos y segundos, es pequeño y ya está sobresuscrito ocho veces por baterías en Suecia. El problema de frecuencia es real; el mercado de frecuencia para coches no se hace mayor por ello.

La trayectoria del propio pionero dice lo mismo. The Mobility House, fundada en Múnich en 2009 y respaldada por Mercedes-Benz, la alianza Renault-Nissan, Mitsui y Mercuria, precalificó un Nissan Leaf para reserva primaria con Amprion en 2018 y afirmó que un coche podía generar entre 500 y 1 000 euros al año. Desde entonces, todos sus productos comerciales han sido tarifas, no reservas: eyond en Alemania, carga inteligente con un descuento de 10-cent equivalente a unos 400 euros al año; Mobilize Power en Francia, lanzado con Renault en octubre de 2024, donde el coche genera unos diez céntimos por hora conectado y el hogar ahorra unos 600 euros al año; carga doméstica gratuita en Alemania desde 2026 para un coche conectado 14 horas al día; y el motor de agregación detrás de la oferta de 720-euro de Volkswagen. En febrero de 2025, su director general dijo que los mejores mercados son los desregulados con contadores inteligentes y que los países nórdicos, con su hidráulica, lo necesitan menos; en agosto de 2026 vendió su negocio norteamericano y volvió a centrarse en las tarifas V2G europeas. La empresa que empezó en la reserva de frecuencia gana dinero agregando coches en el mercado mayorista e intradiario, tras una promesa de precio fijo al conductor. Ahí fue a parar el valor, y ahí van después los coches.

Las previsiones coinciden en la dirección y discrepan en la magnitud, sobre todo porque valoran años distintos. Fraunhofer para Transport & Environment calcula hasta 780 euros al año por hogar para 2040 en un sistema de la UE totalmente optimizado; VDE sitúa la cifra práctica entre 200 y 300; Eurelectric y EY dan entre 450 y 2 900 para 2030; la IEA revisó las ofertas activas y se quedó con varios cientos de dólares, normalmente unos 500; la simulación alemana de Agora Verkehrswende encuentra un arbitraje de hasta 500 y advierte de que el resultado oscila ocho veces entre un año de precios de 2021 y uno de 2022; el ensayo de campo BDL con BMW y TenneT obtuvo hasta 75 euros por coche en operaciones reales. El único ensayo británico con ingresos de reserva, Sciurus, generó 725 libras por coche en 2021 con Dynamic Containment a 64 libras por kW; ese producto ahora paga menos de cuatro.

Parte 4. La oferta se encuentra con la demanda: tres escenarios hasta 2030

Tome la oferta de la Parte 1, los dos mercados de la Parte 2 y las fuerzas de la Parte 3, y proyéctelos hacia adelante. La oferta es la flota capaz conectada al cable en el pico de red de cada país en 2030 según nuestra estimación, de la que participa una determinada proporción, más las baterías de red que los pronosticadores anticipan. La demanda es la necesidad de reservas, aumentada por un factor de escenario, y la carga doméstica desplazable, ampliada por el diferencial. Los precios siguen la regla que han enseñado los últimos cinco años: anclados al resultado de la subasta de 2025, caen alrededor de un 60% por cada unidad que la oferta de coste marginal cero aumenta respecto a la necesidad, con un suelo de 4 euros por MW y hora, y se recuperan hacia el nivel previo a las baterías si la necesidad supera a la oferta. Tres escenarios, detallados en la tabla, acotan la incertidumbre: uno en el que se construye toda la cartera de baterías y la red apenas necesita más, uno intermedio y otro en el que la volatilidad y la necesidad de reservas crecen rápido y las baterías llegan tarde.

El patrón es el mismo en los tres casos. En los siete mercados con una cartera de baterías seria —Alemania, Gran Bretaña, Francia, Países Bajos, España, Italia y Grecia—, el mercado de reservas se sitúa en el suelo o cerca de él en 2030 en el caso base, y la parte que corresponde a un coche es de 6 a 23 euros al año. Solo el escenario volátil, en el que la necesidad casi se duplica y no se construye la mitad de las baterías, lo eleva a 17 a 137. Los nichos están en Noruega, Suecia, Suiza y Finlandia, donde las baterías son escasas, están limitadas o son caras de conectar: allí un coche gana 137 a 419 en el caso base y 317 a 609 si la red se vuelve volátil. Esas cifras miden un foso regulatorio, no un negocio: un precio noruego que se mantiene en niveles de 2025 porque Statnett limita las baterías pequeñas es un precio que un cambio de norma, o un contenedor de 300 MW, elimina. El mercado de arbitraje se mueve en sentido contrario: 154 a 344 euros por coche fuera de Italia en el caso base, aumentando con el diferencial en cada escenario, y es la única línea que crece con la flota en lugar de dividirse entre ella.

Sumando los once países, el mercado de reservas abierto a los coches vale entre 720 y 2332 millones de euros al año en 2030, de los que los coches captarían entre 40 y 356 millones, y el mercado de arbitraje doméstico, con las tasas de participación asumidas, entre 120 y 565 millones. Frente a los 24 millones de coches eléctricos que nuestra estimación sitúa en las carreteras europeas en 2030, la línea de reservas es dinero de bolsillo y la de arbitraje es un descuento tarifario. Frente a los 16 GW de inversores capaces conectados al cable en el pico, sin embargo, ambos mercados merecen la pena, porque la planta no cuesta nada construirla.

A qué equivale todo esto

Europa tiene una batería distribuida y al menos tres horarios. En Ámsterdam y Oslo ficha a las 18:00 y duerme en la calle, algo que encaja con el pico de las tardes de verano y deja corta la hora récord del invierno noruego. En Estocolmo y Helsinki trabaja en turno de día, que es cuando la red alcanza su pico en verano, no en invierno. En Zúrich se ha ido antes del pico vespertino en cualquier estación. En Alemania está enchufada desde media mañana hasta última hora de la tarde a 11 kW, con la mayor flota capaz del continente; por eso Alemania abolió el doble peaje de red sobre la electricidad vertida a la red el 1 January 2026 y por eso su mercado será el primero en abrirse.

Lo que vale la planta es una cifra menor que lo que es, y las dos curvas que lo determinan se mueven en direcciones opuestas. La curva de oferta —coches más baterías— se desplaza a la derecha más rápido de lo que puede crecer cualquier necesidad de reserva, de modo que el precio por estar disponible se dirige hacia su mínimo allí donde se permita entrar a las baterías. La curva de demanda para desplazar energía a lo largo del día, marcada por la solar y la eólica, también se desplaza a la derecha, y ese es el mercado que sobrevive: ahorro en la factura, unos cientos de euros por coche, más donde el coche permanece en casa y mucho más donde el aparcamiento de un edificio coincide con su pico de demanda. La batería distribuida no falla por tecnología ni por horarios. Simplemente ha llegado al final de la curva de frecuencia y al comienzo de la del arbitraje, y el dinero sigue a la segunda.

Las reglas se están poniendo al día con los coches. AFIR exige ISO 15118-20 en los nuevos puntos públicos de AC a partir de 2027, los operadores nórdicos aceptan ofertas desde 100 kW, Alemania ha eliminado su doble peaje, España ha reconocido al agregador e Italia ha empezado a pagar por reserva de frecuencia. La planta estará ahí cuando terminen. Nuestros datos muestran dónde está aparcada y cuándo; lo que añade este artículo es cuánto vale ese aparcamiento y para quién.

Sources

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Open-Meteo historical weather API (ERA5)