Un equipo internacional de investigadores de la Universidad Técnica de Múnich (TUM) y del fabricante austriaco iDM Energiesysteme ha analizado el funcionamiento de 761 bombas de calor aire-agua en viviendas unifamiliares del sur de Alemania durante los períodos más fríos de 2021 y 2023. Los resultados, publicados en la revista Energy, demuestran que estos sistemas rara vez operan al límite de su capacidad técnica, incluso en condiciones invernales extremas, y ofrecen un margen de flexibilidad térmica de entre 3,5 y 4,61 kW por sistema. Este hallazgo tiene implicaciones profundas para la planificación de redes eléctricas y la transición energética.
1. El desafío de la electrificación
La transición hacia un sistema energético neutro en carbono exige avanzar en dos frentes principales: la electrificación de la calefacción y la del transporte. Las bombas de calor se presentan como una tecnología clave para descarbonizar el sector de la edificación, que en Alemania representa casi el 30% del consumo total de energía.
Sin embargo, este cambio de paradigma plantea un desafío inmediato para las redes eléctricas. La sustitución masiva de calderas de gas y gasoil por bombas de calor incrementa la demanda de electricidad, especialmente en invierno, cuando la calefacción es imprescindible y la generación renovable (solar y eólica) suele ser menos abundante. Las estimaciones apuntan a que, para 2045, la expansión necesaria de la red de baja tensión en Alemania podría requerir inversiones del orden de 200.000 millones de euros, una cifra que ha generado un intenso debate público sobre la viabilidad de la transición energética.
Ante este escenario, surge una pregunta clave: ¿es realmente inevitable dimensionar la red para el peor escenario posible, o existe margen de maniobra en el lado de la demanda?
2. El estudio: datos reales frente a suposiciones
Para responder a esta pregunta, el equipo de investigación liderado por Thomas Haupt (TUM) y sus colegas M. Male, A. Mohapatra y T. Hamacher realizó un análisis empírico sin precedentes. Los resultados se han publicado en la revista Energy bajo el título «Assessing grid-oriented flexibility of heat pumps in cold periods: Evidence from 761 residential heat pumps in Southern Germany».
2.1. Metodología
El estudio se centró en la región de Baviera Central, un área de aproximadamente 120 km × 150 km entre Núremberg y Múnich, elegida por su densidad de instalaciones de bombas de calor y por la disponibilidad de datos meteorológicos de alta calidad procedentes de 31 estaciones de la DWD (Servicio Meteorológico Alemán).
Se analizaron bombas de calor aire-agua modulantes instaladas en viviendas unifamiliares, con potencias nominales de 8 a 15 kW. Los datos operativos, muestreados cada 15 segundos y agregados a intervalos de 15 minutos, se obtuvieron de la plataforma en la nube de iDM. Tras un riguroso proceso de filtrado y depuración, se validaron 283 conjuntos de datos para el período frío de febrero de 2021 y 761 conjuntos para febrero de 2023.
Los indicadores clave de rendimiento analizados incluyeron: velocidad del compresor, tiempo de funcionamiento, modos de operación, potencia térmica generada y consumo eléctrico. Se realizaron tanto evaluaciones agregadas como análisis individuales para estudiar el comportamiento operativo, la flexibilidad y la influencia de factores externos como la temperatura ambiente, la configuración del usuario y las señales de la red.
3. Resultados: tres hallazgos que cambian el relato
3.1. Las bombas de calor no operan al límite
Contrariamente a lo que suele asumirse en los modelos de planificación de redes —donde se utilizan coeficientes de simultaneidad superiores a 0,9 en días fríos—, los datos revelan una realidad muy distinta:
- La velocidad mediana del compresor se mantuvo en el 35% durante el período de 2021 y en el 29% durante el de 2023.
- Las bombas de calor estuvieron en funcionamiento aproximadamente entre el 60% y el 65% del tiempo.
- La calefacción de espacios dominó la operación, representando cerca de la mitad del tiempo total de funcionamiento.
El hallazgo más relevante es que, incluso en las condiciones más frías analizadas, las bombas de calor nunca alcanzaron su potencia térmica máxima teórica. Como señala el autor principal, Thomas Haupt: «Observamos que, incluso durante los períodos más fríos examinados, los sistemas de bomba de calor rara vez funcionan de forma continua a su máxima capacidad técnica, dejando espacio para una operación flexible y un desplazamiento de carga orientado a la red».
3.2. Existe un margen de flexibilidad medible
El estudio cuantifica este margen en términos de potencia térmica disponible para flexibilidad:
- 3,5 kW por sistema en 2021.
- 4,61 kW por sistema en 2023.
Este margen representa la capacidad adicional de generación térmica que podría activarse en momentos de necesidad, o bien la carga que podría reducirse temporalmente sin comprometer el confort de los usuarios.
3.3. Eficiencia notable incluso en frío
Los valores medios del coeficiente de rendimiento (COP) se situaron entre 2,24 y 2,97 en todos los modos de operación. Estos registros confirman que, incluso en condiciones invernales adversas, las bombas de calor mantienen niveles de eficiencia competitivos, lo que refuerza su viabilidad técnica y económica.
4. El patrón de demanda: la hora punta matutina
El estudio no se limitó a analizar la magnitud de la demanda eléctrica de las bombas de calor, sino que también examinó su distribución horaria. Este enfoque es crucial porque, para los operadores de red, no es lo mismo un consumo constante a lo largo del día que picos concentrados en unas pocas horas. La capacidad de desplazar carga (load shifting) depende directamente de la existencia de ventanas temporales en las que la demanda es más alta y, por tanto, más susceptible de ser redistribuida. Por ejemplo, en el caso del agua caliente sanitara o la calefacción, puede almacenarse el agua caliente en depósitos bien aislados durante periodos de baja demanda energética, para su consumo en momentos de saturación de consumo.
4.1. La relación entre temperatura exterior y demanda eléctrica
El primer hallazgo en esta línea confirma lo que cabría esperar: existe una relación clara y directa entre temperaturas exteriores más bajas y un mayor consumo eléctrico de las bombas de calor. A medida que el termómetro desciende, aumenta la demanda de calefacción y, con ella, el funcionamiento del compresor y, en ocasiones, de las resistencias de apoyo.
Sin embargo, lo realmente revelador no es esta correlación —previsible— sino el patrón horario que adopta esa demanda adicional.
4.2. El pico matutino: la convergencia de dos demandas
El análisis de series temporales agregadas de las 761 bombas de calor muestra que los picos de demanda eléctrica se concentran principalmente durante las horas de la mañana. Este fenómeno responde a la coincidencia de dos necesidades térmicas que se solapan en el mismo intervalo horario:
- Calefacción de espacios: Durante la noche, muchos hogares reducen la temperatura de consigna (setback). Al despertar, el sistema debe elevar de nuevo la temperatura interior hasta el nivel de confort, lo que exige un esfuerzo adicional de la bomba de calor.
- Preparación de agua caliente sanitaria (ACS): Las mañanas son, por excelencia, el momento de mayor consumo de agua caliente (duchas, aseo personal, etc.). La bomba de calor debe calentar el depósito de ACS, a menudo partiendo de una temperatura más baja tras la noche.
La suma de ambas demandas en la misma franja horaria —típicamente entre las 7:00 y las 9:00— genera un pico de consumo eléctrico que supera con creces el resto del día.
4.3. El papel de las resistencias eléctricas de apoyo
El estudio también analiza la contribución de las resistencias eléctricas de apoyo (backup heating elements) a estos picos matutinos. Estos elementos, presentes en muchas bombas de calor para cubrir puntas de demanda o garantizar el suministro en condiciones extremas, se activan cuando la bomba de calor por sí sola no puede satisfacer la demanda instantánea.
Los resultados muestran que la contribución de las resistencias de apoyo incrementa los picos de carga, aunque su impacto sigue siendo limitado. Es decir, las resistencias agravan el pico matutino, pero no son su causa principal. La causa fundamental es la coincidencia horaria de la calefacción y el ACS.
Este matiz es importante porque apunta a una estrategia de mitigación: si se pudiera reducir la dependencia de las resistencias de apoyo mediante una mejor gestión del almacenamiento térmico o un dimensionamiento más adecuado, el pico matutino se atenuaría significativamente.
4.4. Implicaciones para el desplazamiento de carga (load shifting)
La concentración de la demanda en las horas matutinas tiene una implicación estratégica de primer orden: abre la puerta a políticas de desplazamiento de carga. Si los picos se producen en un intervalo horario relativamente estrecho y predecible, es posible diseñar estrategias para:
- Adelantar parte de la carga a las horas nocturnas, cuando la demanda es menor y la red está menos tensionada.
- Retrasar la preparación de ACS a horas de menor demanda, utilizando depósitos de almacenamiento térmico que mantengan el agua caliente disponible cuando se necesite.
- Aprovechar la inercia térmica del edificio para precalentar la vivienda antes del amanecer, reduciendo así la demanda en el momento del pico.
Como señalan los autores, «basándose en el análisis del tiempo de funcionamiento del compresor, la duración de la operación y la variabilidad de la carga térmica, se puede concluir que los tiempos de operación pueden desplazarse«. La existencia de un pico matutino bien definido no es un obstáculo para la flexibilidad, sino una oportunidad para intervenir de manera inteligente.
4.5. Comparativa con otros perfiles de demanda
El patrón observado en el sur de Alemania —pico matutino y menor demanda nocturna y al mediodía— coincide con los hallazgos de otros estudios sobre el comportamiento de las bombas de calor en climas fríos. La literatura técnica describe perfiles de carga diarios con picos de demanda por la mañana y por la noche, aunque en el caso bávaro el pico vespertino es menos pronunciado, probablemente debido a los hábitos de los hogares unifamiliares analizados.
Este perfil contrasta con la curva de generación solar, que alcanza su máximo entre las 10:00 y las 14:00. Precisamente por eso, el pico matutino de las bombas de calor es especialmente relevante: se produce antes de que la generación fotovoltaica comience a contribuir significativamente, lo que aumenta la presión sobre la red en un momento de menor disponibilidad renovable.
4.6. Resumen del patrón de demanda
4.7. Conclusión a los tres hallazgos
El patrón de demanda matutino no es una debilidad del sistema, sino un indicador de dónde y cuándo intervenir. La concentración de la demanda en unas pocas horas, lejos de ser un problema insalvable, revela el momento óptimo para aplicar estrategias de control inteligente. Si se consigue desplazar parte de esa carga a horas de menor tensión para la red —mediante almacenamiento térmico, precalentamiento programado o gestión predictiva del ACS—, el impacto de las bombas de calor sobre la red eléctrica puede reducirse drásticamente sin comprometer el confort de los usuarios.
Como concluyen los autores, «las bombas de calor son técnicamente capaces de operar a niveles de potencia más elevados» cuando se les solicita, y «esto reduce los picos de carga causados por el elemento de calefacción de apoyo». La clave, una vez más, está en la inteligencia de la operación, no en la limitación de la tecnología.
5. Implicaciones para la transición energética
5.1. Repensar la planificación de la red
Los resultados del estudio cuestionan los modelos de planificación actuales, que tienden a sobredimensionar la infraestructura eléctrica basándose en escenarios pesimistas. Si las bombas de calor raramente operan a plena capacidad, la red no necesita estar dimensionada para un pico máximo que nunca se alcanza en la práctica.
Esto tiene implicaciones económicas directas: una planificación más realista podría reducir significativamente las necesidades de inversión en expansión de la red, aliviando la presión sobre los presupuestos públicos y las tarifas eléctricas.
5.2. El almacenamiento térmico como habilitador
El estudio subraya que el almacenamiento térmico (ya sea en forma de depósitos de agua caliente o mediante la inercia térmica del propio edificio) es un elemento clave para aprovechar este potencial de flexibilidad. Como apunta Haupt: «Para explotar plenamente este potencial de flexibilidad, los sistemas de almacenamiento térmico deben operarse de forma estratégica en respuesta a las condiciones de la red».
Un depósito de agua caliente sanitaria o un acumulador de inercia permiten desacoplar temporalmente la generación de calor de su consumo. La bomba de calor puede producir calor cuando la electricidad es más barata o la red está menos cargada, y almacenarlo para su uso posterior.
5.3. Control inteligente y coordinación con la red
Los investigadores concluyen que, basándose en el análisis de los tiempos de funcionamiento del compresor, la duración de la operación y la variabilidad de la carga térmica, los tiempos de operación pueden desplazarse y las bombas de calor son técnicamente capaces de operar a niveles de potencia más elevados cuando se les solicita.
Esto abre la puerta a:
- Sistemas de gestión energética en el hogar (HEMS) que optimicen el funcionamiento de la bomba de calor en función de señales de precio o de disponibilidad renovable.
- Estrategias de control predictivo que anticipen los picos de demanda y los períodos de baja disponibilidad renovable.
- Mecanismos de respuesta a la demanda (demand response) que permitan a las comercializadoras y operadores de red modular la operación de las bombas de calor de forma agregada.
Como concluyen los autores: «Los tiempos de operación pueden desplazarse y las bombas de calor son técnicamente capaces de operar a niveles de potencia más elevados. Esto reduce los picos de carga causados por el elemento de calefacción de apoyo».
6. Limitaciones y futuras líneas de investigación
El estudio presenta algunas limitaciones que deben tenerse en cuenta:
- Alcance geográfico: Los datos proceden de una región concreta (Baviera Central) y de un tipo específico de vivienda (unifamiliar), por lo que los resultados pueden no ser directamente extrapolables a otras tipologías edificatorias o climas más extremos.
- Periodo de análisis: El análisis se centra en dos períodos fríos concretos (febrero de 2021 y 2023). Sería necesario ampliar el estudio a más años y a diferentes condiciones climáticas para confirmar la robustez de los hallazgos.
- Mecanismos de mercado: El estudio cuantifica el potencial de flexibilidad, pero no evalúa en detalle los mecanismos de mercado y los incentivos económicos necesarios para movilizar ese potencial de forma efectiva.
Investigaciones futuras deberían abordar cómo diseñar tarifas, señales de precio y marcos regulatorios que incentiven a los usuarios a ofrecer esta flexibilidad, así como el impacto de la agregación de múltiples bombas de calor en la estabilidad de la red.
7. Conclusiones
El estudio de Haupt y colaboradores ofrece una evidencia empírica sólida que desafía uno de los supuestos más extendidos en la planificación de redes eléctricas: que las bombas de calor operan al límite de su capacidad en los días más fríos del año.
Los datos de 761 instalaciones reales en el sur de Alemania demuestran que:
- La velocidad media del compresor ronda el 30%, muy lejos del 100%.
- Existe un margen de flexibilidad térmica de entre 3,5 y 4,6 kW por sistema.
- La eficiencia (COP) se mantiene en niveles aceptables (2,24–2,97) incluso en condiciones invernales adversas.
- Los picos de demanda se concentran en horas concretas (mañana), lo que facilita estrategias de desplazamiento de carga.
Estos hallazgos tienen implicaciones profundas para la transición energética. No es necesario dimensionar la red para el peor escenario posible si se gestiona inteligentemente el lado de la demanda. La combinación de almacenamiento térmico, sistemas de control avanzados y señales de precio adecuadas puede convertir a las bombas de calor en un activo de flexibilidad para la red, en lugar de en una carga problemática.
En definitiva, el estudio nos recuerda que la transición energética no es solo una cuestión de tecnología, sino también de inteligencia en la operación. Y esa inteligencia, como demuestran los datos, ya está al alcance de nuestra mano.
Referencias
- Haupt, T., Male, M., Mohapatra, A., & Hamacher, T. (2026). Assessing grid-oriented flexibility of heat pumps in cold periods: Evidence from 761 residential heat pumps in Southern Germany. Energy.
- pv magazine. (2026, July 9). Study finds residential heat pumps offer flexibility potential even during coldest periods.
AUTOR: Marcos Carbonell Alemany
