1Komma5° gestiona en Alemania 1 GW de flexibilidad procedente de autoconsumos residenciales con almacenamiento

Uno de los mayores retos actuales de la transición energética es cómo flexibilizar el sistema eléctrico. Si esto se consigue mediante modelos de negocio rentables, todos los actores se benefician: tanto quienes aportan flexibilidad como quienes consumen o producen electricidad.

En este contexto debe entenderse el último anuncio de la startup alemana 1Komma5°, que asegura poder desplazar temporalmente 1 GW de potencia dentro de su central eléctrica virtual. La flexibilidad procede de clientes residenciales que aportan sus instalaciones fotovoltaicas, sistemas de almacenamiento en baterías, bombas de calor y wallboxes. 1 GW equivale aproximadamente a 1/80 de la demanda máxima de potencia en Alemania.

“Podemos decidir cómo gestionar el consumo y la generación para que el cliente obtenga siempre la electricidad más barata y más limpia”, explica Schröder en una entrevista con pv magazine. La empresa aspira a alcanzar 20 GW de potencia flexible gestionable para 2030, lo que convertiría a estos recursos distribuidos en un elemento relevante para el sistema eléctrico, siempre que existan señales de precio adecuadas.

Los clientes prosumidores de 1Komma5° (a quienes la compañía denomina “suscriptores”) pagan una cuota mensual fija por el servicio de optimización energética. Según Schröder, Heartbeat AI permite desplazar temporalmente los consumos para aprovechar la generación fotovoltaica propia o consumir electricidad durante las horas de precios bajos, así como vender energía mediante comercialización directa cuando los precios son elevados. “De este modo, los hogares evitan picos de precios y alivian la red”, afirma.

Más de 100.000 sistemas ya están siendo gestionados por Heartbeat AI.

La compañía ha alcanzado esta escala al abrir su sistema Heartbeat AI —que integra gestión energética, comercialización y tarifas dinámicas— también a instalaciones no realizadas directamente por la empresa. Schröder explica que esto formaba parte de un plan maestro dividido en tres fases: primero electrificar hogares y controlar internamente toda la cadena energética; después digitalizar y automatizar esos procesos; y finalmente abrir la plataforma a terceros.

“Un ecosistema cerrado significaba también que instaladores y fabricantes no podían utilizar Heartbeat AI para sus clientes, por lo que se desaprovecha un gran potencial”, explica. La “inteligencia energética” de la plataforma ya puede cubrir una amplia parte del mercado. “Queremos estar disponibles para todos los actores cuando desaparezca la tarifa de inyección y así poder gestionar señales de precio a gran escala”, añade.

Actualmente, los instaladores externos pueden ofrecer el gestor energético a sus clientes y conectarlos al servicio de optimización mediante Heartbeat AI por una cuota mensual de 14,99 euros, igual que sucede con los clientes de los propios instaladores asociados a 1Komma5°.

Esto también se aplica a instalaciones existentes. Los usuarios con componentes compatibles pueden adquirir la pequeña unidad “Heartbeat” e instalarla por sí mismos. Schröder compara el proceso con instalar un router de internet y asegura que no implica riesgos. Si finalmente el sistema no resulta compatible, la empresa ofrece devolución con reembolso garantizado.

El potencial de mercado es considerable: en Alemania existen alrededor de 4,5 millones de instalaciones fotovoltaicas. “Un cinco por ciento corresponde a sistemas de Kostal, en los que Heartbeat AI puede utilizarse inmediatamente”, explica Schröder. En algunos casos, añade, puede resultar interesante complementar antiguos sistemas de almacenamiento pequeños con nuevas baterías para aprovechar las nuevas opciones de comercialización.

Comercialización directa y fin de la tarifa de inyección

Schröder considera que este modelo cobrará aún más relevancia si en el futuro desaparece la tarifa regulada de inyección. “La remuneración actual genera incentivos que no benefician a la red e incluso son absurdos. Con Heartbeat AI podemos compensar la desaparición de esa tarifa y obtener resultados incluso mejores en el mercado libre”, sostiene.

Para evitar que únicamente se construyan pequeñas instalaciones de autoconsumo, defiende que la electricidad generada por pequeños sistemas fotovoltaicos pueda comercializarse directamente igual que ya sucede con las grandes plantas. No obstante, reconoce que actualmente existen importantes problemas en los procesos administrativos y de comunicación con los operadores de red.

Mientras buena parte del sector considera que esos problemas deben resolverse antes de implantar plenamente la comercialización directa, Schröder discrepa. A su juicio, no se debe “quedar bloqueados por la disfuncionalidad de muchos operadores de distribución”. También advierte de que algunos actores utilizan esta situación como argumento para mantener durante más tiempo el actual sistema de primas.

Sin embargo, Schröder sí defiende mantener el modelo de prima de mercado, equivalente a una tarifa regulada aplicada a electricidad comercializada directamente, ya que puede compensar los elevados costes de proceso mientras el sistema madura.

Además, considera que la política energética debe garantizar simultáneamente que los operadores de red no bloqueen el desarrollo de la comercialización directa. “Si los oligopolios o monopolios del negocio de red y medición cobran tarifas, entonces la política y la sociedad pueden y deben exigir que funcionen adecuadamente”, afirma.

Según Schröder, el sector tiene ahora la oportunidad de pasar “de subvenciones estatales con señales de precio erróneas a un modelo con señales correctas definidas por el mercado”. También subraya que ya existen varios proveedores capaces de ofrecer este tipo de soluciones abiertas a instaladores y consumidores, entre ellos 1Komma5°.

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