Las baterías de 4 horas en Alemania ofrecen una TIR no apalancada del 13,7% para fechas de operación comercial en 2026, superando a los sistemas de 2 horas a pesar de un CAPEX un 34% mayor. Sin embargo, hay más de 700 GW de almacenamiento en baterías 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 alcancen los umbrales mínimos de los inversores.

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Esta es la perspectiva de inversión en BESS en Alemania de Modo Energy para el primer trimestre de 2026, que resume tres informes en lo esencial que los inversores deben saber antes de invertir en baterías alemanas:

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

Puntos clave

• Las BESS alemanas de 4 horas ofrecen una TIR no apalancada 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 frente a €700k/MW).
• Los ingresos a corto plazo de los 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 supondrá el 95% de los ingresos, estabilizándose en torno a €125k/MW.
• Una caída del 50% en los precios del gas reduce los ingresos del mercado diario un 37%. La sobreinstalación reduce los ingresos de 2030 un 17%. Los acuerdos de conexión flexibles reducen la TIR hasta 5 puntos porcentuales.
• La co-ubicación "gris" ofrece una TIR del 13,7% solo para BESS, similar a los retornos independientes, pero mejora la posición en la cola bajo el nuevo sistema de conexión propuesto basado en madurez en Alemania.
• El peaje físico domina los acuerdos de venta de energía de BESS en Alemania: siete de nueve acuerdos revelados para 2025 fijan el 70–100% de la capacidad durante 5–10 años, permitiendo apalancamientos de hasta el 85%.

Para más información, contacta con los autores - zach.williams@modoenergy.com y cosima@modoenergy.com

Parte 1: Perspectiva de mercado

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

Las BESS alemanas ofrecen retornos de dos dígitos

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

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

La generación renovable en Alemania pasa de 280 TWh en 2026 a 695 TWh en 2040, un aumento del 150%. El carbón sale antes de 2038. La nuclear ya está fuera de servicio. Al reducirse la capacidad térmica, la brecha entre los valles solares del mediodía y los picos vespertinos se amplía. La demanda crece un 70% hasta superar los 1.000 TWh gracias a la electrificación del transporte, la calefacción y la industria. La capacidad BESS alemana pasa 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 suponen el 55% de los ingresos de BESS en Alemania en 2026. FCR y aFRR tienen un tamaño de mercado combinado de solo 4,5 GW - cuando la capacidad de baterías supera ese umbral, el comercio mayorista se convierte en la principal fuente de ingresos. Para 2030, la negociación en los mercados diario e intradiario supondrá el 95% de los ingresos de BESS. Esta transición explica la economía de las mayores duraciones: un sistema de 4 horas puede desplazar más energía y capturar mejor la brecha diaria de precios.

Dos nuevas fuentes de ingresos ofrecen potencial adicional no incluido en el caso base

La compra de inercia comenzó en enero de 2026 y aporta €8-20k/MW/año para baterías con inversores grid-forming. Alemania confirmó un mercado de capacidad a principios de 2026, sumando entre €10-15k/MW/año desde 2031. El beneficio comercial exacto dependerá de la metodología de "de-rating", aún por definir.

Lee la perspectiva completa de mercado → Perspectivas de inversión en BESS en Alemania: Fundamentos de mercado

Parte 2: Análisis de riesgos

Una batería merchant está expuesta al mercado eléctrico durante 20 años. Bajo los supuestos centrales de Modo Energy, las BESS alemanas ofrecen una TIR no apalancada del 12–14%, pero en el escenario más adverso, los retornos se comprimen hasta el 5,5%. Esta sección analiza los riesgos macro de invertir en BESS en Alemania: 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 de BESS en Alemania

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

La caída de la demanda y la sobreinstalación suponen una amenaza menor pero acumulativa

Las caídas de demanda tienen un efecto neto menor en los ingresos de BESS en Alemania, entre el 7 y el 14%. Una menor demanda reduce los eventos de precios altos pero aumenta las horas negativas que las baterías pueden monetizar. Estos dos efectos se compensan parcialmente. La sobreinstalación es la preocupación a medio plazo. Un aumento del 50% en el despliegue reduce los ingresos diarios de 2030 un 17%. Sin embargo, la cola de red de más de 700 GW sobrestima el riesgo. En 2025, solo el 40% de la capacidad BESS proyectada en Alemania entró realmente en operación.

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

Los límites de importación/exportación, las restricciones de rampa y las limitaciones de 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 una capa extra de incertidumbre

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

El cargo por capacidad es la variable crítica. Las baterías alemanas sin restricciones pueden absorber unos €20-25k/MW/año antes de que la TIR caiga por debajo de los umbrales. Las baterías con FCA (la mayoría de las nuevas conexiones) alcanzan ese límite en €10-15k/MW/año. Más relevante aún, propuestas recientes de la BNetzA indican que el nuevo régimen podría aplicarse incluso a proyectos ya en operación, no solo a los que se conecten después de 2029. Esta posibilidad ha paralizado muchos procesos de financiación. Los valores finales de las tarifas podrían no confirmarse hasta finales de 2028, y los financiadores no pueden dimensionar la deuda sobre un régimen que no pueden modelar.

Lee el análisis completo de riesgos → Perspectivas de inversión en BESS en Alemania: Análisis de riesgos

Parte 3: Rutas bancables de acceso al mercado

Llevar un proyecto BESS a mercado en Alemania 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 independientes afrontan años de retraso. Segundo, la estructura de ingresos: los flujos de caja merchant volátiles deben estructurarse de forma que los financiadores los acepten sin renunciar a todo el potencial alcista. La Parte 3 cubre cómo estructurar una ruta al mercado para BESS que realmente pueda construirse y financiarse.

La co-ubicación resuelve el acceso a la red

Los TSO alemanes publicaron una propuesta en febrero de 2026 para sustituir la actual cola de conexión por orden de llegada por un sistema basado en madurez, en el que los proyectos co-ubicados obtienen puntos de prioridad, mejorando sus posibilidades de conexión frente a los independientes. El primer ciclo de solicitudes está previsto para abril de 2026, pendiente de confirmación de la BNetzA.

Co-ubicación gris: cuando una batería carga y descarga a través de una conexión compartida con una planta solar existente, obtiene una TIR del 13,7% solo para BESS, similar a los retornos independientes, y mejora la posición en la cola bajo el sistema propuesto basado en madurez. Requiere una conexión dedicada de importación/exportación en lugar de compartir la línea de exportación solar.

Co-ubicación verde: cuando la batería solo puede descargar a la red y utiliza la solar in situ para cargar, pudiendo compartir la conexión solar existente, lo que la convierte en la ruta más práctica de acceso a red para BESS. Ofrece una TIR del 8,5% solo para BESS y del 2,9% combinada, lo que dificulta su financiación.

Cómo las estructuras de ingresos fijos hacen financiables las BESS en Alemania

Un BESS totalmente merchant obtiene €115-130k/MW/año bajo supuestos centrales, pero cae a €70k/MW/año en un escenario bajo, haciendo imposible un alto apalancamiento sin estabilización de ingresos. Las estructuras de ingresos fijos resuelven esto, sacrificando distintas partes del potencial merchant a cambio de capacidad de deuda: un peaje completo fija los retornos en el 12% y permite un apalancamiento del 85%, pero renuncia a todo el potencial merchant, mientras que un peaje parcial protege contra el riesgo a la baja y mantiene parte del potencial, logrando entre 9 y 17% de TIR no apalancada según el escenario.

Qué estructura encaja con cada tipo de inversor

La elección de estructura depende del tipo de inversor y su capacidad operativa. Los desarrolladores que buscan maximizar el apalancamiento prefieren peajes completos, con utilities como principales compradores: la capacidad de baterías aporta valor más allá del trading, cubriendo desbalances y permitiendo PPAs corporativos 24/7. Quienes retienen el control de despacho optan por 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 necesidades de compra energética pero sin infraestructura de trading. La exposición totalmente merchant queda para inversores con balance propio y traders con apetito total de riesgo y sin requerimiento de apalancamiento.

Lee el análisis completo de rutas al mercado → Perspectivas de inversión en BESS en Alemania: rutas bancables al mercado

Tres decisiones regulatorias que marcarán la cartera BESS alemana en 2026

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