Los ingresos por baterías en Alemania se encuentran entre los más altos de Europa. Los diferenciales en el mercado diario son profundos. Los mercados intradiarios son volátiles. Los servicios auxiliares siguen siendo rentables. Y hay nuevos ingresos fijos en el horizonte.
¿Por qué, entonces, no se están construyendo más baterías?
El mercado alemán es complejo por diseño, con cuatro operadores de sistemas de transmisión (TSO), 900 operadores de sistemas de distribución (DSO) y un laberinto de reglas de conexión, permisos y tarifas de red según la ubicación. Si a esto le sumamos la incertidumbre regulatoria, el capital se mantiene cauteloso.
En este artículo, desglosamos dónde se está generando dinero hoy, por qué Alemania necesita más baterías y por qué ha sido difícil desbloquear la inversión.
La oportunidad: Un caso merchant de primer nivel con ingresos fijos en el horizonte
Para 2045, se espera que el 85% de la capacidad energética de Alemania sea renovable. La transición energética ha impulsado dos principales fuentes de ingresos para baterías:
Operación merchant: en los mercados diario e intradiario
Servicios auxiliares: en la reserva de contención de frecuencia (FCR) y la reserva automática de restauración de frecuencia (aFRR).
La optimización cruzada entre trading merchant y servicios auxiliares ya ha generado tasas de ingresos de hasta 200.000 €/MW/año en 2024, según backtests de Modo Energy.
Hoy en día, los retornos son principalmente merchant. Pero los pagos por inercia comienzan en 2026 y un mercado nacional de capacidad podría traer más ingresos fijos tan pronto como 2028.
Empecemos por cómo las baterías están generando ingresos hoy.
Ingresos actuales: Cómo ganan dinero las baterías en Alemania
Mercado diario: Más solar = mayores diferenciales
Alemania cuenta con más de 100 GW de solar y solo 80 GW de demanda máxima.
Los precios se desploman a medida que la solar aumenta, llegando a ser negativos al mediodía.
Cuando la solar disminuye, el gas toma el relevo, especialmente con el cierre progresivo del carbón (30 GW) y la energía nuclear fuera de servicio desde 2023.
Los picos de precios por la tarde siguen siendo fuertes, especialmente durante la Dunkelflaute (baja renovable, alta carga residual).
Estas oscilaciones generan los diferenciales más amplios en el mercado diario entre los principales mercados europeos.
Los diferenciales TBn siguen la diferencia entre las 'n' horas más altas y las 'n' más bajas de cada día.
La magnitud de la solar está provocando periodos más largos y profundos de precios bajos al mediodía, abriendo nuevas oportunidades de trading de varias horas.
Las baterías de larga duración aún no han llegado, pero las señales de precio son claras para los desarrolladores dispuestos a asumir el riesgo CAPEX.
Mercado intradiario: El error de predicción impulsa la volatilidad
El mercado intradiario continuo en Alemania permite operar hasta 5 minutos antes de la entrega, en bloques de 15 minutos.
Sin un mecanismo central de balance en Alemania, los participantes deben corregirse en el intradiario para evitar penalizaciones por desbalance.
En verano, los errores de predicción solar generan más volatilidad en los precios.
Las baterías aprovechan esto, cambiando su posición varias veces a lo largo de la ventana de trading intradiario.
A medida que más baterías participan en el mercado intradiario, solo los operadores con los algoritmos y herramientas de predicción más avanzados se mantendrán a la cabeza.
Servicios auxiliares: Altos retornos hoy, pero se vislumbran signos de saturación
Los servicios auxiliares siguen aportando más del 50% de los ingresos. Pero ahora los precios dependen de cuándo las baterías cambian entre operación merchant y standby, no solo de la necesidad del sistema.
La siguiente tabla muestra los dos mercados de respuesta de frecuencia en los que operan las baterías.
FCR: Las baterías establecen el precio mínimo
La oferta de baterías ya supera la demanda de FCR (~800 MW precalificados frente a ~570 MW licitados).
Los precios se mantienen altos en verano, ya que las baterías evitan la FCR y usan toda su disponibilidad para aprovechar los diferenciales del mercado mayorista.
En invierno, más baterías regresan a la FCR y los precios bajan.
aFRR: Sigue pagando, pero repite el mismo patrón
aFRR ofrece más margen (~330 MW precalificados frente a ~2 GW licitados), pero ya se observan dinámicas de cambio similares.
Precios negativos de aFRR siguen la misma tendencia estacional que la FCR.
Precios positivos de aFRR también reflejan el coste de oportunidad de las baterías.
- Los precios bajan al mediodía, ya que las baterías pueden cobrar recargándose con precios negativos y luego descargar en aFRR (capturando el spread).
- Los precios suben más tarde cuando los precios mayoristas alcanzan su pico, mejoran las oportunidades de descarga y el estado de carga se vuelve más limitado.
Cada MW de almacenamiento construido añade competencia en todos los mercados.
A medida que crece el parque de baterías, la formación de precios en FCR y aFRR convergerá hacia el coste de oportunidad, beneficiando a los operadores que puedan desplazar capacidad de manera más eficiente.
Cómo las baterías optimizan ingresos entre mercados
En Alemania, las baterías no eligen solo una estrategia de ingresos.
Los operadores ponderan diferenciales, precios auxiliares, estado de carga y degradación para maximizar el margen.
El orden lo es todo
El éxito depende no solo de los precios de mercado, sino de secuenciar correctamente las posiciones entre mercados solapados.
Un día típico podría verse así:
Con más baterías persiguiendo las mismas señales, la habilidad de optimización es el mayor diferenciador.
Ingresos fijos futuros: ¿Cuándo llegarán?
El caso merchant es sólido, pero el capital sigue siendo cauteloso. Sin ingresos fijos, los proyectos asumen mayores costes de capital y una capacidad limitada de apalancamiento.
Están surgiendo dos posibles mecanismos estabilizadores de ingresos.
Pagos por inercia: Un nuevo flujo de ingresos contratados para baterías grid-forming
A partir de 2026, los TSO contratarán inercia mediante acuerdos plurianuales.
Las baterías que cumplan los estándares grid-forming y mantengan un 90% de disponibilidad podrán acceder a pagos premium.
La mayoría de los fabricantes de baterías ya ofrecen capacidad grid-forming con un CAPEX marginal, lo que convierte esta mejora en una opción de bajo coste para asegurar ingresos a largo plazo.
El valor total es modesto, pero para los financiadores, los ingresos fijos mejoran la bancabilidad.
Mercado de capacidad: Más relevante, pero con estructura aún incierta
Alemania está diseñando un mercado nacional de capacidad para asegurar el suministro firme ante la retirada del carbón y la nuclear.
Mientras tanto, se podrían contratar hasta 20 GW de nueva capacidad de gas con respaldo público. Los riesgos:
- Menor escasez de precios y diferenciales merchant más estrechos.
- Las baterías se verían forzadas a los mercados auxiliares
- El capital se desviaría al gas, limitando el despliegue de almacenamiento y aumentando los costes del sistema a largo plazo.
El diseño del mercado de capacidad será clave para el BESS:
Si se diseña bien: el almacenamiento puede asegurar ingresos estables a largo plazo, apoyar la suficiencia del sistema y atraer financiación con deuda.
Si se diseña mal: el gas podría dominar los pagos de capacidad gracias a una desvalorización favorable, encareciendo los costes para los consumidores.
Por qué el sistema necesita más BESS y no puede esperar
La necesidad de flexibilidad de Alemania crece a medida que aumentan las renovables
La pila de flexibilidad actual ayuda, pero tiene sus límites:
El gas y el carbón aseguran el suministro, pero no reducen el carbono.
Ninguna de estas opciones reduce completamente los costes del sistema ni apoya la descarbonización como el almacenamiento en baterías.
Un estudio de Frontier Economics de 2024 estima que los BESS a gran escala podrían:
- Ahorrar 12.000 millones de euros en costes del sistema para 2050
- Reducir 6,2 MtCO₂ para 2030
- Sustituir hasta 9 GW de nueva capacidad de gas
Cuellos de botella en la inversión: ¿Por qué el capital aún no se mueve?
La necesidad del sistema es clara. Los ingresos son sólidos. Los ingresos fijos están en camino, pero el despliegue sigue siendo lento.
¿Por qué?
El mercado alemán es complejo por diseño:
- Cuatro TSOs con diferentes reglas de conexión y precalificación
- Más de 900 DSOs con procesos de permisos fragmentados
- Cola saturada de conexión a red con fechas no firmes y capacidad limitada
- Tarifas de conexión BKZ de hasta 100.000 €/MW, con incertidumbre legal aún sin resolver, lo que añade riesgo de capital a la decisión de ubicación.
¿El resultado? Un sistema burocrático que obliga a los inversores a navegar capas de riesgo regulatorio.
Pero quienes lo resuelvan ganarán mucho.
La Alemania actual se parece al Reino Unido de 2019, cuando las baterías merchant estaban demostrando su valor. Quienes esperen condiciones perfectas verán cómo otros logran retornos de dos dígitos.
