Del control de frecuencia a la canibalización solar: todos los mecanismos que impulsan el valor de las baterías

Resumen ejecutivo

• La capacidad de baterías en Alemania superó los 2 GW a mediados de 2025 y podría superar los 3 GW a final de año, convirtiéndolo en el mercado de almacenamiento de más rápido crecimiento en Europa.
• Los diferenciales del mercado Day-Ahead se ampliaron de 30 €/MWh en 2019 a 130 €/MWh en 2024, impulsados por la canibalización solar que llevó los precios del mediodía a valores negativos.
• Los ingresos por servicios auxiliares se están reduciendo a medida que crece la participación de baterías; la estructura de ingresos se desplaza hacia la comercialización mayorista.
• Los Acuerdos de Conexión Flexibles pueden reducir los ingresos entre un 10 y 13% mediante límites de importación/exportación y rampas, pero permiten un acceso más rápido a la red.
• Un nuevo producto de inercia a partir de 2026 ofrece 8.000-17.000 €/MW/año para baterías grid-forming, creando una de las pocas señales de ingresos por localización en Alemania.

1. ¿Por qué debería Alemania estar en tu radar para almacenamiento en baterías?

Alemania es el mayor mercado eléctrico de Europa y el sistema de baterías de más rápido crecimiento. La capacidad superó los 2 GW a mediados de 2025 y podría pasar de 3 GW a fin de año. Las tarifas de peaje son más altas en Alemania que en muchos otros países, lo que permite obtener deuda a tasas más bajas para impulsar este crecimiento.

También es uno de los mercados más difíciles de modelar. Una sola zona de precios oculta cuellos de botella regionales. Varias capas de balanceo se superponen. Estas restricciones han convertido la gestión de congestión en un evento diario.

Comprender cómo se apilan estas capas define dónde ganan dinero las baterías, cómo operan y cuán rápido cambia el caso de negocio de servicios regulados a mercados merchant.

La flota operativa de BESS en Alemania alcanzó los 2,5 GW a finales de 2025, con una duración media que evoluciona de 1,4 h hacia más de 2 h en los nuevos proyectos.

2. ¿Cómo se estructuran los mercados eléctricos en Alemania?

Un solo día abarca cinco cierres de mercado: FCR → aFRR → Day-Ahead → Intradía → Redispatch.

• FCR y aFRR pagan por el control de frecuencia: la base auxiliar predecible.
• Day-Ahead e Intradía recompensan el desplazamiento de energía: la oportunidad merchant.
• Redispatch interviene cuando la congestión de la red rompe las señales de precio.

Para las baterías alemanas, operar en los cinco mercados determina el valor a largo plazo. Los servicios auxiliares aseguran el acceso. La comercialización mayorista define los retornos. Redispatch y las reglas de red determinan quién puede entregar.

3. ¿Cómo funciona el mercado Day-Ahead en Alemania?

Los precios se fijan en 96 bloques de quince minutos a las 12:00 CET mediante una única subasta. Todos los generadores, unidades de demanda, almacenamiento y flujos de interconexión coordinan sus programas y fijan precios para equilibrar oferta y demanda.

​El mercado Day-Ahead establece el plan de estado de carga que los operadores refinan a través de Intradía y auxiliares.

A medida que la solar y eólica transforman la generación, los diferenciales entre las horas de mayor y menor precio se ampliaron de 30 €/MWh en 2019 a 130 €/MWh en 2024. Las baterías apuntan a estas diferencias: cargando en mínimos al mediodía, descargando en los picos vespertinos.

Según el análisis de Modo Energy, los diferenciales Day-Ahead en Alemania se cuadruplicaron entre 2019 y 2024, ya que más de 100 GW de solar llevaron los precios del mediodía a negativos.

4. ¿Por qué es tan volátil el mercado Intradía en Alemania?

Tras el cierre Day-Ahead, generadores y compradores aún deben equilibrar oferta y demanda en tiempo real. El intradía alemán es el mercado más líquido de Europa: más de un millón de operaciones diarias en 96 ventanas de entrega.

La negociación continua se extiende hasta cinco minutos antes de la entrega. La liquidez alcanza su pico en la última media hora, cuando los participantes cierran posiciones para evitar penalizaciones por desbalance.

Más de la mitad de los días de negociación en 2025 tuvieron al menos una transacción por encima de 1.000 €/MWh. Los operadores combinan despacho físico con operaciones financieras, revendiendo posiciones según los movimientos de precios.

El intradía ya representa una parte importante de los ingresos de las baterías en Alemania, pero la competencia merchant crece rápidamente.

5. ¿Qué es el Redispatch y cómo afecta a las baterías?

Cuando la red no puede transportar energía a pesar del equilibrio comercial, Redispatch 2.0 otorga a los TSOs y DSOs la autoridad para modificar los programas.

Los costes de redispatch en Alemania alcanzaron los 2.800 millones de euros en 2024, quince veces más que hace una década. Toda unidad superior a 100 kW debe cumplir.

La compensación sigue la lógica de bombeo hidroeléctrico, raramente reflejando el comportamiento real de las baterías. El almacenamiento sigue infrautilizado pese a su potencial para reducir costes de congestión. Pero las restricciones pueden alterar los programas de las baterías, suponiendo un riesgo importante para la operación.

6. ¿Cómo funcionan los ingresos por FCR y aFRR para las baterías alemanas?

Alemania es el ancla de dos grandes mercados europeos de frecuencia.

FCR: ~3 GW contratados a diario en la zona continental, ~570 MW para Alemania. Activación completa en 30 segundos.

aFRR: ~2 GW de capacidad, 400 millones de euros de gasto TSO en 2024. Activación completada en cinco minutos.

Las baterías dominan ambos mercados por precisión y velocidad. Pero el crecimiento de la participación ha reducido los márgenes. Los auxiliares siguen siendo la puerta de entrada; el mayor potencial ahora está en la optimización mayorista.

Según Modo Energy, la calificación de baterías alemanas alcanzó ~550 MW en aFRR y ~800 MW en FCR frente a ~570 MW contratados.

7. ¿Qué es el nuevo mercado de inercia en Alemania y cuánto pueden ganar las baterías?

Desde principios de 2026, los TSOs han estado contratando inercia mediante un producto de precio fijo y solo disponibilidad. Los inversores grid-forming emulan la inercia rotacional en milisegundos, estabilizando la frecuencia.

Economía:

• Ingresos adicionales: 8.000-17.000 €/MW/año extra a los ingresos de mercado
• Incremento de CapEx: hasta un 5% por el inversor grid-forming
• Requisito energético: mínimo (0,035% de una batería de 1 hora)

Escala: Alemania necesitará ~30 GW de baterías con capacidad de inercia para 2027, aumentando a 72 GW para 2037.

La ubicación importa: Los TSOs pueden rechazar ofertas una vez cubiertas las necesidades regionales. Las mayores oportunidades: noroeste de Alemania (líneas DC eólica marina) y norte de Baviera (alta solar, cerca de líneas de falla del sistema).

8. ¿Cómo afectan los Acuerdos de Conexión Flexibles a los ingresos de las baterías en Alemania?

Los FCAs intercambian derechos firmes de red por un acceso más rápido. Los ingresos caen cuando el despacho es limitado.

Tres tipos de restricciones:

1. Límites de importación/exportación: Según modelos de Modo Energy, una batería de 2 horas y 75 MW con COD 2028 pierde un 13% de ingresos medios.
2. Límites de rampas: Una rampa de 15 minutos reduce los ingresos vitalicios más de un 10%. Una rampa de 5 minutos cuesta ~5%.
3. Restricciones auxiliares: Sin excepciones, los límites de rampa restringen la participación en aFRR (los activos deben alcanzar la potencia en 5 minutos).

La duración importa: Las baterías de 1 hora pierden 1,4 pp de TIR al pasar de rampas de 5 a 15 minutos. Las de 4 horas solo pierden 0,7 pp.

Los FCAs se están convirtiendo en estándar en las negociaciones de acceso a red en Alemania. Comprender su impacto en el despacho y la TIR es esencial para financiadores.

9. ¿Dónde conviene construir una batería en Alemania?

No existen señales de precio por localización. Cada activo recibe el mismo precio mayorista. Pero los costes y el acceso varían mucho.

Según Modo Energy:

• Tarifas BKZ: hasta un 80% más bajas en el norte
• Costes de suelo: hasta un 90% más baratos en el norte y este
• Cola de conexión: supera los 500 GW

El acceso a red es la verdadera restricción. Los desarrolladores se centran en qué DSOs procesan más rápido, qué regiones tienen capacidad disponible y cómo las reglas de redispatch afectan al almacenamiento.

Las últimas propuestas de tarifas de red dinámicas y localizadas pueden aumentar las diferencias por localización desde 2029, pero las baterías construidas antes probablemente estarán exentas.

10. ¿Conviene co-ubicar una batería en Alemania?

Alemania tiene un problema solar: más de 100 GW de FV, pero la demanda veraniega rara vez supera los 60 GW. En días soleados, la red se satura, los precios Day-Ahead caen y el capture rate solar ha caído del 98% en 2022 al 54% en 2025.

Para los desarrolladores solares, el solar merchant es cada vez más difícil de financiar y los precios de las subastas EEG están bajando.

Las baterías son la solución. La co-ubicación es la vía más rápida para desplegarlas.

• Co-ubicar una batería tiene ventajas en CapEx y acceso a red. Una batería verde (que no se carga de la red) puede a menudo saltarse la cola de conexión y acceder de inmediato.
• Pero el tipo de batería importa: las verdes tienen restricciones operativas importantes, reduciendo su TIR frente a una batería gris que sí puede cargarse de la red.
• Existe una subvención para nuevas baterías verdes: bajo las Subastas de Innovación, la combinación solar-almacenamiento entra en un CfD unilateral que lleva las TIR a niveles invertibles.

11. ¿Cuál es la perspectiva para los ingresos de baterías en Alemania?

Los ingresos auxiliares fueron el pilar de las baterías en Alemania. La saturación y la competencia empujan ahora hacia el trading multi-mercado.

• Los retornos por FCR y aFRR caen a medida que aumenta la participación de baterías. Los márgenes se reducirán rápidamente y la entrada ya no garantiza retornos elevados. Pero un mayor enfoque en el mercado mayorista, con baterías de mayor duración, promete ingresos relevantes.
• Tras 2029, las nuevas tarifas de red marcarán la TIR de los proyectos. Cuando acabe la exención, las baterías deberán someterse a un nuevo sistema de tarifas que puede reducir la TIR, pero aumentar el valor por localización y añadir otra capa de complejidad al modelado de optimización.
• Un mecanismo de capacidad podría reequilibrar la estructura de ingresos. Alemania prevé definir un mercado de capacidad en 2027, con entrega en 2031, lo que aumentaría los ingresos fiables para las baterías. Pero el diseño de mercado y los factores de rating aún no se han anunciado.

Todos los escenarios de ingresos presentan tres grandes riesgos que los pronósticos deben considerar:

1. El crecimiento de la demanda puede decepcionar. Muchos pronósticos asumen un aumento de la electrificación y de la demanda gestionable, como hidrógeno o centros de datos. Si ese crecimiento no se materializa, la volatilidad (y los diferenciales) pueden reducirse.
2. El gas sigue marcando el precio. Los ingresos merchant dependen de los precios punta, que aún siguen al gas. Si el gas baja, las baterías lo notarán directamente.
3. La sobreinstalación podría reducir oportunidades. Si los desarrolladores intentan conectar sus baterías antes de 2029 y el despliegue sigue acelerado, la saturación mayorista puede canibalizar los ingresos de las baterías.