Las baterías de 4 horas en Alemania ofrecen un TIR no apalancado del 13,7% con fechas de operación comercial en 2026, superando a los sistemas de 2 horas a pesar de un CAPEX un 34% mayor. Sin embargo, más de 700 GW de almacenamiento en baterías esperan en la cola de conexión frente a solo 2,5 GW conectados, y los riesgos fundamentales pueden comprimir los retornos hasta el punto de que los proyectos ya no superen los umbrales de rentabilidad para los inversores.

Este es el informe de perspectivas de inversión en BESS alemán de Modo Energy para el primer trimestre de 2026, que resume tres informes en lo esencial que los inversores deben conocer antes de comprometer capital en baterías alemanas:

• Parte 1: Perspectivas de mercado
• Parte 2: Análisis de riesgos
• Parte 3: Estructuras bancables de acceso al mercado

Puntos clave

• El BESS alemán de 4 horas entrega un TIR no apalancado del 13,7% en 2026, frente al 12,2% de los sistemas de 2 horas, a pesar de un CAPEX un 34% mayor (€935k/MW vs €700k/MW).
• Los ingresos a corto plazo de sistemas de 2 horas de €240k/MW se reducen a la mitad para 2030 a medida que los mercados auxiliares se saturan. El arbitraje mayorista representa entonces el 95% de los ingresos, estabilizándose en torno a €125k/MW.
• Una caída del 50% en los precios del gas reduce los ingresos diarios en un 37%. La sobreconstrucción comprime los ingresos de 2030 en un 17%. Los Acuerdos de Conexión Flexibles pueden reducir el TIR hasta en 5 puntos porcentuales.
• La co-localización gris ofrece un TIR del 13,7% solo para BESS, en línea con los retornos en solitario, y mejora la posición en la cola bajo el sistema propuesto de conexión por madurez en Alemania.
• El peaje físico domina los acuerdos de venta de BESS en Alemania: siete de nueve acuerdos divulgados en 2025 fijan entre el 70% y el 100% de la capacidad durante 5–10 años, permitiendo un apalancamiento de hasta el 85%.

Para más información, contacte a los autores - zach.williams@modoenergy.com y cosima@modoenergy.com

Parte 1: Perspectivas de mercado

La matriz de generación alemana está en transición estructural. Las renovables crecerán un 150% para 2040, el carbón saldrá y la nuclear ya está desconectada. A medida que disminuye la capacidad térmica, se amplía la diferencia diaria de precios que aprovechan las baterías. Esta sección aborda la visión fundamental de Modo Energy sobre el mercado BESS alemán: qué significa esa transición para los ingresos según la duración del sistema y por qué el mercado pasa de servicios auxiliares a arbitraje mayorista para 2030.

El BESS alemán ofrece retornos de dos dígitos

Un sistema BESS alemán de 4 horas que entra en operación comercial en 2026 logra un TIR no apalancado del 13,7% bajo los supuestos centrales de Modo Energy. Un sistema de 2 horas retorna un 12,2%. La mayor duración compensa con creces el 34% extra de CAPEX - €935k/MW frente a €700k/MW.

El crecimiento renovable y la salida térmica amplían la brecha diaria de precios

La generación renovable en Alemania crece de 280 TWh en 2026 a 695 TWh en 2040, un aumento del 150%. El carbón sale para 2038. La nuclear ya está fuera de servicio. A medida que disminuye la capacidad térmica, la diferencia entre los mínimos solares al mediodía y los picos vespertinos se amplía. La demanda crece un 70% hasta superar los 1.000 TWh gracias a la electrificación del transporte, calefacción e industria. La capacidad BESS alemana escala de 5 GW a finales de 2026 a 40 GW en 2040, con sistemas de 4 horas o más representando el 80% de la flota.

Los servicios auxiliares dominan en 2026, el arbitraje mayorista toma el relevo en 2030

Los servicios auxiliares representan el 55% de los ingresos BESS alemanes en 2026. FCR y aFRR suman solo 4,5 GW de mercado - cuando la capacidad de baterías supera ese umbral, el trading mayorista se convierte en la principal fuente de ingresos. Para 2030, el mercado diario e intradía representa el 95% de los ingresos BESS en Alemania. La transición explica la economía de las mayores duraciones: un sistema de 4 horas puede desplazar más energía y captar más de la diferencia diaria de precios.

Dos nuevos flujos de ingresos ofrecen potencial adicional no incluido en el caso base

La adquisición de inercia comenzó en enero de 2026 y aporta entre €8-20k/MW/año para baterías con inversores formadores de red. Alemania confirmó un mercado de capacidad a principios de 2026, añadiendo entre €10-15k/MW/año desde 2031. El beneficio comercial exacto dependerá de la metodología de de-rating, aún no definida.

Lea el informe completo de perspectivas de mercado → Perspectivas de inversión en BESS alemán: Fundamentos de mercado

Parte 2: Análisis de riesgos

Una batería merchant está expuesta al mercado eléctrico durante 20 años. Según los supuestos centrales de Modo Energy, el BESS alemán entrega un TIR no apalancado del 12–14%, pero en el escenario de mercado más adverso, los retornos se comprimen hasta el 5,5%. Esta sección analiza los riesgos macroeconómicos para las inversiones en BESS alemán: precios del gas, crecimiento de la demanda y despliegue de baterías, así como los principales riesgos a nivel de proyecto: tarifas de red y acuerdos de conexión.

Los precios del gas son el mayor riesgo macro para los retornos BESS en Alemania

Los precios del gas son la variable dominante en los riesgos fundamentales de mercado. El gas marca el precio marginal la mayoría de los días, por lo que cuando baja, los diferenciales se reducen. El riesgo a la baja es estructuralmente mayor que el alza: una caída del 50% reduce los ingresos diarios en un 37%, mientras que una subida del 50% solo los aumenta en un 28%.

Déficits de demanda y sobreconstrucción: amenaza menor pero acumulativa

Los déficits de demanda tienen un efecto neto menor en los ingresos BESS alemanes, entre el 7 y el 14%. Una menor demanda reduce los eventos de alto precio pero aumenta las horas negativas que las baterías pueden monetizar. Estos dos efectos se compensan parcialmente. La sobreconstrucción es la preocupación a medio plazo. Un aumento del 50% en la construcción comprime los ingresos diarios de 2030 en un 17%. Sin embargo, la cola de red de más de 700 GW sobreestima el riesgo. En 2025, solo el 40% de la capacidad BESS proyectada en Alemania llegó realmente a operar.

Los Acuerdos de Conexión Flexibles son el mayor riesgo a nivel de proyecto para el BESS alemán

Límites de importación-exportación, restricciones de rampa y limitaciones en servicios auxiliares pueden costar hasta 5 puntos porcentuales de TIR combinados. Dos proyectos con la misma exposición de mercado pueden arrojar retornos muy diferentes según sus condiciones de conexión.

Las tarifas de red después de 2029 añaden más incertidumbre

Los proyectos que se conectan antes de agosto de 2029 han recibido históricamente una exención de 20 años de los cargos de capacidad. Los proyectos que se conecten después de 2029 se enfrentarán a tres nuevos cargos bajo el régimen BNetzA.

El cargo de capacidad es la variable crítica. Las baterías alemanas sin restricciones pueden absorber alrededor de €20-25k/MW/año antes de que el TIR caiga por debajo de los umbrales de rentabilidad. Las baterías limitadas por FCA - la mayoría de las nuevas conexiones - alcanzan ese umbral en €10-15k/MW/año. Más importante aún, las propuestas recientes de BNetzA han indicado que el nuevo régimen podría aplicarse a proyectos ya en operación, no solo a los que se conecten después de 2029. Esa posibilidad ha paralizado muchos procesos de financiación. Los valores finales de las tarifas podrían no confirmarse hasta finales de 2028, y los prestamistas no pueden dimensionar la deuda en torno a un régimen que no pueden modelar.

Lea el análisis completo de riesgos → Perspectivas de inversión en BESS alemán: Análisis de riesgos

Parte 3: Rutas bancables al mercado

Llevar un proyecto BESS alemán al mercado en 2026 implica resolver dos problemas. Primero, el acceso a la red: con 78 GW aprobados y solo 2,5 GW conectados, la mayoría de los proyectos individuales enfrentan años de retraso. Segundo, la estructura de ingresos: los flujos de caja merchant volátiles deben estructurarse para que los prestamistas los financien sin renunciar a todo el potencial alcista. La Parte 3 aborda cómo estructurar una ruta BESS al mercado que realmente pueda construirse y financiarse.

La co-localización resuelve el acceso a la red

Los TSO alemanes publicaron una propuesta en febrero de 2026 para reemplazar la cola de conexión actual por orden de llegada por un sistema basado en madurez, en el que los proyectos co-localizados ganan puntos de prioridad, mejorando sus posibilidades de conexión antes que los solicitantes en solitario. El primer ciclo de solicitudes está previsto para abril de 2026, pendiente de confirmación por parte de BNetzA.

Co-localización gris – donde una batería carga y descarga a través de una conexión compartida con un activo solar existente – obtiene un TIR del 13,7% solo para BESS, en línea con los retornos en solitario, y mejora la posición en la cola bajo el sistema propuesto. Requiere una conexión dedicada de importación-exportación en vez de compartir el enlace de exportación solar.

Co-localización verde, donde la batería solo puede descargar a la red y utiliza la solar en sitio para cargar, pudiendo compartir la conexión solar existente, la convierte en la ruta más práctica para el acceso a la red de BESS. Obtiene un TIR del 8,5% solo para BESS y del 2,9% en base combinada, lo que dificulta su financiación.

Cómo las estructuras de ingresos fijos hacen financiable el BESS alemán

Un BESS totalmente merchant obtiene €115-130k/MW/año bajo supuestos centrales, pero baja a €70k/MW/año en un escenario bajo, haciendo imposible un alto apalancamiento sin estabilización de ingresos. Las estructuras de ingresos fijos resuelven esto, intercambiando diferentes proporciones del potencial merchant por capacidad de deuda: un peaje completo fija los retornos en 12% y permite apalancamiento del 85% pero renuncia a todo el potencial merchant, mientras que un peaje parcial protege contra la caída que la estructura merchant no cubre y retiene el alza que el peaje completo sacrifica, entregando un TIR no apalancado del 9–17% según el escenario.

Qué estructura se adapta a cada inversor

La elección de estructura depende del tipo de inversor y la capacidad operativa. Los desarrolladores que buscan maximizar el apalancamiento para reciclar capital prefieren peajes completos, con utilities como offtakers dominantes: la capacidad de batería aporta valor más allá del trading, cubriendo exposición a desbalance y habilitando PPAs corporativos 24/7. Quienes retienen el control de despacho combinan peajes parciales con traders energéticos que buscan exposición a ingresos sin despacho físico. Las estructuras floor y share emergen como alternativa para industriales con grandes mandatos de compra de energía pero sin infraestructura de trading. La exposición totalmente merchant sigue siendo dominio de inversores con balance propio y traders con apetito total de riesgo y sin requerimiento de apalancamiento.

Lea el análisis completo de rutas al mercado → Perspectivas de inversión en BESS alemán: Rutas bancables al mercado

Tres decisiones regulatorias que determinarán la cartera de BESS alemán en 2026

2026 es un año clave para la regulación del almacenamiento en baterías en Alemania. La consulta de tarifas de red de BNetzA determinará si los proyectos posteriores a 2029 siguen siendo financiables. La metodología de de-rating del mercado de capacidad fijará si las baterías reciben el 50% o el 90% del precio de liquidación. Si se finaliza la regulación Mispel, habilitará la co-localización a gran escala y podría acelerar la cartera más allá de las proyecciones actuales.