La Reserva Automática de Restablecimiento de Frecuencia (aFRR) es el mayor mercado de respuesta de frecuencia de Alemania. Para las baterías, ofrece dos fuentes de ingresos en un solo producto: un pago por capacidad por mantener megavatios en reserva y un pago por energía cuando los operadores de red (TSO) las activan. Para una introducción completa al mercado, lee aFRR explicado: la mayor oportunidad de servicios auxiliares en Alemania.

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Los precios de capacidad están bajando. El precio marginal diario para aFRR positiva (la oferta más alta aceptada en cada subasta) ha promediado 15 €/MW/h en lo que va de 2026, un 35% menos que en el mismo periodo de 2025, a medida que más baterías precalificadas compiten. Pero ese promedio es una mala referencia para los ingresos: la mitad de los bloques negativos se adjudican por debajo de 5 €/MW/h, mientras que algunos bloques han superado los 2.000 €/MW/h.

Haz una pregunta y Ko te da la respuesta, no seis conjuntos de datos para unir por tu cuenta.

Ko puede consultar el historial de aFRR desde enero de 2020

• Precios de subastas de capacidad: precios marginales, medios y mínimos diarios para los doce productos de bloques de 4 horas POS/NEG, incluyendo volúmenes ofertados y asignados, desde enero de 2020 hasta la fecha.
• Demanda en subastas de capacidad: demanda ofertada por producto y por área de control TSO, incluyendo horarios de cierre, desde enero de 2020 hasta la fecha.
• Ofertas en subastas de capacidad: todas las ofertas aceptadas, anonimizadas, en la subasta de capacidad, con su precio y volúmenes ofertados y asignados, en los bloques de Alemania, Austria y Chequia, desde enero de 2020 hasta la fecha.
• Demanda de energía aFRR: volumen de ofertas de energía aFRR licitadas por los TSO en la subasta de energía, no la energía realmente entregada, desde noviembre de 2020, en productos de cuarto de hora desde que Alemania se unió a PICASSO en junio de 2022.
• Volúmenes de aFRR activados: energía realmente entregada, como activaciones ascendentes y descendentes por cuarto de hora, a nivel nacional y por área de control TSO, desde enero de 2020 hasta la fecha.
• Precios de activación de energía aFRR transfronteriza: precios de energía aFRR activada por ENTSO-E para la zona DE-LU hasta la adhesión a PICASSO en junio de 2022, y para los mercados aFRR vecinos hasta la fecha.

El aFRR se adquiere en subastas diarias, en dos mercados separados

El aFRR alemán restablece la frecuencia del sistema automáticamente en cinco minutos tras una desviación: el TSO envía una señal de consigna directamente al sistema de control del activo, sin intervención manual. Los proveedores deben empezar a responder en 30 segundos y alcanzar la plena potencia en cinco minutos. Los cuatro TSO alemanes (50Hertz, Amprion, TenneT y TransnetBW) lo adquieren conjuntamente a través de regelleistung.net, en un mercado acoplado con Austria y la República Checa.

La adquisición se divide en dos subastas separadas: una para capacidad y otra para energía. La subasta de capacidad se realiza diariamente, con un día de antelación a la entrega. Los proveedores ofertan para mantener capacidad en seis bloques de 4 horas en dos productos direccionales: reserva positiva (ascendente) y negativa (descendente). Las ofertas ganadoras obtienen un precio de capacidad, se activen o no. Desde diciembre de 2021 se cotiza en €/MW/h; las subastas anteriores valoraban el bloque completo de 4 horas, por lo que los precios anteriores a 2022 sin convertir parecen cuatro veces mayores.

Luego, la subasta de energía determina quién entrega realmente. Desde el 22 de junio de 2022, la energía aFRR se adquiere en productos de cuarto de hora y se activa a través de la plataforma europea PICASSO, que agrupa ofertas de los TSO participantes. Las ofertas para cada cuarto de hora cierran 25 minutos antes de la entrega. Ganar no significa activar: una oferta exitosa entra en el orden de mérito para ese periodo de 15 minutos, y PICASSO activa las ofertas más baratas cuando el sistema necesita energía aFRR en ese intervalo. Los proveedores que ganan capacidad deben también participar en la subasta de energía, pero solo las ofertas activadas reciben el pago por energía. Una oferta de energía aceptada que nunca es llamada no entrega ni gana nada.

Las baterías se adaptan bien al aFRR. Responden en segundos y, al poder cargar y descargar, aportan el doble de flexibilidad frente a una central de generación. Pero la subasta de capacidad liquida por oferta: el proveedor cobra el precio de su oferta, no el precio de cierre. Saber cuándo los bloques cierran alto, y con qué frecuencia, es lo que diferencia una oferta bien valorada de una barata que gana la subasta pero deja dinero sobre la mesa.

Cómo analizar datos de aFRR alemán con Ko

Los siguientes ejemplos son sesiones reales de Ko. Cada consulta se realizó en el producto en vivo; Ko generó el SQL, consultó los datos, creó su propio gráfico y escribió la interpretación. Las secciones de resultados resumen las respuestas reales de Ko, y los gráficos incrustados se construyen a partir de los mismos datos subyacentes.

Haz clic en cualquier consulta para abrir Ko y hacerla tú mismo. Los resultados reflejarán los datos más recientes disponibles.

Prueba preguntando a Ko: ¿qué bloques de 4 horas pagaron más por capacidad aFRR en los últimos doce meses, desglosado por dirección?

El bloque de 12:00-16:00 lidera el precio de capacidad aFRR en Alemania, pero solo para la regulación descendente.

El aFRR negativo es un producto del mediodía. El bloque de 12:00-16:00 promedió 57,36 €/MW/h de precio marginal en los últimos doce meses, casi tres veces el siguiente bloque descendente más caro (08:00-12:00 con 36,89 €/MW/h) y unas 24 veces los 2,44 €/MW/h del bloque de 20:00-24:00.

El aFRR positivo paga en los rampas, y la mañana paga más que la noche. El bloque de 08:00-12:00 promedió 47,07 €/MW/h y el de 16:00-20:00, 35,60 €/MW/h, mientras que la ventana más barata, 00:00-04:00, promedió 4,48 €/MW/h.

El precio marginal no es lo que ganan la mayoría de los proveedores. Los precios medios ponderados por capacidad son más bajos (41,27 €/MW/h para el bloque descendente del mediodía frente a su marginal de 57,36 €/MW/h) porque primero se aceptan las ofertas más baratas.

¿Por qué cuesta tanto la capacidad descendente del mediodía? La causa está en la oferta; los TSO licitan volúmenes bastante planos en todos los bloques. Al mediodía, las plantas térmicas están apagadas o al mínimo, por lo que no tienen margen para reducir más. Ofrecer reserva negativa implica operar a mayor potencia de la que el mercado pagaría, y el precio de capacidad compensa ese margen perdido.

La misma restricción de oferta explica por qué la mañana supera a la tarde en reserva positiva. Entre las 08:00 y las 12:00, la energía solar inunda y empuja a las térmicas hacia carga mínima o fuera de servicio, así que una unidad que ofrece margen ascendente debe permanecer conectada, parcialmente cargada, en horas poco rentables, y su oferta de capacidad debe recuperar ese coste. A las 16:00-20:00 la flota de la tarde ya está arrancando para el pico de demanda, así que hay más unidades disponibles para ofrecer margen barato.

Las baterías siguen comprometiendo capacidad en los bloques nocturnos baratos, porque los spreads mayoristas nocturnos son bajos y los ingresos por capacidad aFRR suelen superar la alternativa. Pero no interpretes la pila de ofertas como puro coste de oportunidad. Así funciona un mercado maduro, cuando la competencia obliga a cada megavatio a ofertar lo que podría ganar en otro lado. Alemania aún no está ahí: las baterías compiten contra térmicas cuyo coste de aFRR es mucho mayor, así que una batería puede superar la oferta térmica y aun así cobrar muy por encima de su propio coste de oportunidad. Esa prima solo desaparece cuando las baterías compiten entre sí a gran escala.

Prueba preguntando a Ko: muestra los resultados de la subasta de capacidad aFRR del 24 de abril de 2026 como gráfico de barras, bloque por bloque, desglosado por dirección