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 de Alemania.

Los precios de capacidad están bajando. El precio marginal diario para la aFRR positiva (la puja más alta aceptada en cada subasta) ha promediado 15 €/MW/h en 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 todos los bloques negativos se liquidan por debajo de 5 €/MW/h, mientras que bloques individuales han superado los 2.000 €/MW/h.

Haz una pregunta y Ko te da la respuesta, no seis conjuntos de datos para que los unas tú mismo.

Ko puede consultar el histórico de aFRR desde enero de 2020

• Precios de subasta de capacidad: precios marginales, promedio y mínimos diarios para los doce productos de bloques de 4 horas POS/NEG, incluyendo volúmenes ofertados y asignados, desde enero de 2020 hasta hoy.
• Demanda en subastas de capacidad: demanda ofertada por producto y por zona de control de cada TSO, incluyendo horarios de apertura y cierre, desde enero de 2020 hasta hoy.
• Ofertas en subastas de capacidad: cada oferta aceptada y anonimizada 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 hoy.
• Demanda energética de aFRR: volumen de ofertas de energía aFRR que los TSO solicitan en la subasta de energía, no la energía realmente entregada, desde noviembre de 2020, en productos de 15 minutos desde que Alemania se unió a PICASSO en junio de 2022.
• Volúmenes de aFRR activados: energía realmente entregada, como activaciones ascendentes y descendentes cada 15 minutos, a nivel de toda Alemania y por zona TSO, desde enero de 2020 hasta hoy.
• Precios de activación de energía aFRR transfronterizos: precios de energía aFRR activados 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.

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

La aFRR alemana restablece la frecuencia del sistema automáticamente en cinco minutos ante 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 entrega completa en cinco minutos. Los cuatro TSO alemanes (50Hertz, Amprion, TenneT y TransnetBW) la 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 de capacidad y otra de energía. La subasta de capacidad es diaria, un día antes de la entrega. Los proveedores pujan para mantener capacidad en seis bloques de 4 horas en dos productos direccionales: reserva positiva (ascendente) y negativa (descendente). Las ofertas ganadoras obtienen el 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 previos a 2022 sin convertir parecen cuatro veces superiores.

La subasta de energía determina luego quién entrega realmente. Desde el 22 de junio de 2022, la energía aFRR se adquiere en productos de 15 minutos 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 aceptada 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. Los proveedores que ganan en capacidad deben también ofertar en la subasta de energía, pero solo las ofertas activadas reciben el precio de energía. Una oferta aceptada que nunca se activa no entrega nada ni recibe pago.

Las baterías se adaptan muy bien a la aFRR. Responden en segundos y, al poder cargar y descargar, aportan el doble de profundidad a este mercado frente a una unidad de generación. Pero la subasta de capacidad se liquida “pay-as-bid”: el proveedor cobra su propio precio, no el de cierre. Saber cuándo los bloques cierran alto y con qué frecuencia es lo que separa una oferta bien valorada de una barata que gana la subasta pero deja dinero sobre la mesa.

Cómo analizar los datos de aFRR en Alemania 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 redactó la interpretación. Las secciones de Resultado resumen las respuestas reales de Ko, y los gráficos incrustados se construyen a partir de los mismos datos.

Haz clic en cualquier consulta para abrir Ko y preguntarle 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, según la dirección?

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

La aFRR negativa es un producto de mediodía. El bloque de 12:00-16:00 promedió 57,36 €/MW/h marginal en los últimos doce meses, casi tres veces más que 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 20:00-24:00.

La aFRR positiva paga en las rampas, y la mañana paga más que la tarde. 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 promedio ponderados por capacidad son más bajos (41,27 €/MW/h para el bloque descendente de mediodía frente a sus 57,36 €/MW/h marginales) porque se aceptan primero las ofertas más baratas.

¿Por qué la capacidad descendente de mediodía cuesta tanto? La causa está en la oferta; los TSO solicitan volúmenes similares en todos los bloques. Al mediodía, las térmicas están apagadas o al mínimo, así que no tienen margen para reducir. Ofertar reserva negativa implica operar deliberadamente por encima de lo que pagaría el mercado, 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 08:00-12:00, la solar inunda el sistema y empuja a las térmicas hacia carga mínima o fuera de servicio, así que una unidad que ofrece margen ascendente debe mantenerse encendida, parcialmente cargada, en horas poco rentables, y su oferta de capacidad debe cubrir ese coste. Para 16:00-20:00, la flota vespertina ya está arrancando por el pico de demanda, así que hay más unidades disponibles para ofrecer margen ascendente barato.

Las baterías siguen comprometiendo capacidad en los bloques nocturnos baratos, porque los diferenciales 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 sitio. 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 se elimina solo 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, según la dirección