Desde el control de frecuencia hasta 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 para fin de año, convirtiéndolo en el mercado de almacenamiento de más rápido crecimiento en Europa.
• Los diferenciales 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 están disminuyendo a medida que aumenta la participación de baterías; la estructura de ingresos se está desplazando hacia el trading mayorista.
• Los Acuerdos de Conexión Flexibles pueden reducir los ingresos entre un 10-13% debido a 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 locales en Alemania.

1. ¿Por qué Alemania debe 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 superar los 3 GW para fin de año.

También es uno de los mercados más complejos de modelar. Una sola zona de precios oculta cuellos de botella regionales importantes. Se superponen múltiples capas de balance. 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 promedio que evoluciona de 1,4h a más de 2h en nuevas instalaciones.

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: el upside merchant.
• Redispatch interviene cuando la congestión de la red rompe las señales de precio.

Para las baterías en Alemania, operar en los cinco determina el valor a largo plazo. Los servicios auxiliares aseguran el acceso. El trading mayorista define los retornos. Redispatch y las reglas de red deciden 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, consumidores, almacenamiento y flujos de interconexión coordinan sus horarios y fijan precios para igualar oferta y demanda.

​Day-Ahead establece el plan de estado de carga que los operadores ajustan mediante Intradía y servicios auxiliares.

A medida que la solar y la 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 buscan estas diferencias: cargan en los mínimos del mediodía y descargan 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 negativo.

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

Tras el cierre del 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 se liquidan a diario en 96 ventanas de entrega.

El trading continuo 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 trading de 2025 vieron al menos una transacción por encima de 1.000 €/MWh. Los operadores combinan despacho físico con rotación no física, revendiendo posiciones a medida que cambian los precios.

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

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

Cuando la red no puede mover energía a pesar del equilibrio comercial, Redispatch 2.0 otorga a los TSOs y DSOs la autoridad para anular horarios.

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 del bombeo hidráulico, rara vez reflejando el comportamiento real de las baterías. El almacenamiento sigue infrautilizado pese a su potencial para reducir costes de congestión. Sin embargo, la limitación podría interrumpir los horarios de las baterías, representando un riesgo operativo importante.

6. ¿Cómo funcionan los ingresos por FCR y aFRR para baterías en Alemania?

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

FCR: ~3 GW se adquieren 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 servicios por precisión y rapidez. Pero el aumento de la participación ha comprimido los márgenes. Los auxiliares siguen siendo la puerta de entrada; el mayor upside ahora está en la optimización mayorista.

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

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

Desde principios de 2026, los TSOs han estado adquiriendo 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 sobre los ingresos de mercado
• Aumento de CapEx: hasta 5% para inversor grid-forming
• Requisito energético: mínimo (0,035% de una batería de 1 hora)

Escala: Alemania necesita ~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. Mayores oportunidades: noroeste de Alemania (líneas DC eólicas offshore) y norte de Baviera (alta solar, cerca de fallas del sistema).

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

Los FCAs intercambian derechos firmes de red por acceso más rápido. Los ingresos caen cuando el despacho se ve restringido.

Tres tipos de restricciones:

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

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

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

9. ¿Dónde conviene construir una batería en Alemania?

No existen señales de precio locacional. Todos los activos enfrentan el mismo precio mayorista. Pero el coste y acceso varían notablemente.

Según el análisis de Modo Energy:

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

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

Las últimas propuestas para tarifas de red locacionales y dinámicas podrían aumentar las diferencias regionales 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 en verano rara vez supera los 60 GW. En días soleados, la red se satura, los precios Day-Ahead se desploman y la tasa de captura 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 la red. Una batería verde (que no se carga de la red) puede a menudo saltarse la cola de conexión y obtener acceso inmediato.
• Pero el diseño importa: las baterías verdes están muy limitadas en operación, 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 accede a un CfD unilateral que eleva la TIR a niveles atractivos.

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

Los ingresos auxiliares antes eran la base del caso de baterías en Alemania. La saturación y la competencia empujan ahora hacia el trading multi-mercado.

• Los retornos de FCR y aFRR están cayendo a medida que crece la participación de baterías. Los márgenes se reducirán rápidamente y la entrada ya no garantiza retornos elevados. Pero un mayor enfoque en el trading mayorista, con baterías de mayor duración, aún promete ingresos significativos.
• Después de 2029, las nuevas tarifas de red marcarán la TIR de los proyectos. Cuando finalice la exención, las baterías deberán acogerse a un nuevo sistema de tarifas de red que puede reducir la TIR, pero aumentar el valor locacional y añadir otra capa de complejidad al modelado de optimización.
• Un mecanismo de capacidad podría reequilibrar el mix. Alemania prevé definir un mercado de capacidad para 2027, con entrega en 2031, lo que aumentaría los ingresos estables para las baterías. Pero el diseño específico y los factores de de-rating aún no se han anunciado.

Todos los escenarios de ingresos conllevan tres grandes riesgos, que las previsiones deben considerar:

1. El crecimiento de la demanda puede decepcionar. Muchas previsiones asumen mayor electrificación y demanda gestionable, como hidrógeno o centros de datos. Si ese crecimiento se retrasa, la volatilidad (y los diferenciales) podrían reducirse.
2. El gas sigue marcando el precio. Los ingresos merchant dependen de los precios pico, que aún siguen al gas. Si el gas baja, las baterías lo sentirán directamente.
3. La sobreconstrucción podría aplastar oportunidades. Si los desarrolladores intentan conectar sus baterías antes de 2029 y el despliegue sigue acelerado, la saturación mayorista podría canibalizar los ingresos de las baterías.