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 a fin de año, convirtiéndola 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 se están reduciendo a medida que crece 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 por ubicación en Alemania.

1. ¿Por qué Alemania debería 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 a fin de año. Los niveles de peaje son más altos en Alemania que en muchos otros países, lo que permite acceder a deuda a tasas más bajas para impulsar este crecimiento.

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

Comprender cómo se apilan estas capas define dónde ganan dinero las baterías, cómo negocian 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 pasa de 1,4h a más de 2h en los nuevos proyectos.

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

Un solo día abarca cinco cierres de puertas: 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.
• El 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 la 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 sola subasta. Todos los generadores, unidades de demanda, almacenamiento y flujos de interconexión coordinan sus horarios y fijan precios para igualar oferta y demanda.

​El Day-Ahead establece el plan de estado de carga que los operadores refinan luego en el Intradía y los 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 apuntan a estas diferencias: cargando en los mínimos del mediodía y descargando en los picos nocturnos.

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 del Day-Ahead, los 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.

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 de 2025 registraron al menos una operación 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 representa ahora una parte importante de los ingresos de baterías en Alemania, pero la competencia merchant está creciendo rápidamente.

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

Cuando la red no puede transferir energía pese al equilibrio comercial, Redispatch 2.0 otorga a 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 del bombeo hidroeléctrico y rara vez refleja el comportamiento real de las baterías. El almacenamiento sigue infrautilizado a pesar de su potencial para reducir los costes de congestión. Pero la limitación podría 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 adquiridos diariamente en la zona continental, ~570 MW para Alemania. Activación total en 30 segundos.

aFRR: ~2 GW de capacidad, 400 millones de euros gastados por TSOs en 2024. Activación completada en cinco minutos.

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

Según el análisis de Modo Energy, la calificación de baterías en Alemania 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 solo por disponibilidad. Los inversores grid-forming emulan la inercia rotacional en milisegundos, estabilizando la frecuencia.

Economía:

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

Escala: Alemania necesita ~30 GW de baterías capaces de proporcionar inercia para 2027, aumentando a 72 GW para 2037.

La ubicación importa: Los TSOs pueden rechazar ofertas una vez satisfechas las necesidades regionales. Las mayores oportunidades: noroeste de Alemania (líneas DC eólicas offshore) 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 baterías en Alemania?

Los FCAs intercambian derechos firmes de red por un acceso más rápido. Los ingresos caen cuando el despacho está 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 en 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 ~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 1,4pp 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 la TIR es esencial para los financiadores.

9. ¿Dónde deberías construir una batería en Alemania?

No existen señales de precio por ubicación. Todos los activos enfrentan el mismo precio mayorista. Pero el coste y el acceso varían mucho.

Según el análisis de Modo Energy:

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

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

Las últimas propuestas de tarifas de red dinámicas y por ubicación pueden aumentar las diferencias regionales a partir de 2029, pero las baterías construidas antes probablemente estarán exentas.

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

Alemania tiene un problema solar: más de 100 GW de FV, pero la demanda de 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 aporta ventajas en CapEx y acceso a red. Una batería verde (que no se carga de la red) puede saltarse la cola de conexión y acceder de inmediato.
• Pero el esquema importa: las baterías verdes tienen muchas restricciones operativas, reduciendo su TIR frente a una batería gris que puede cargarse de la red.
• Existe una subvención para baterías verdes nuevas: bajo las Subastas de Innovación, la combinación solar-almacenamiento entra en 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 fueron la base del caso de baterías en Alemania. Ahora, la saturación y la competencia empujan hacia el trading multi-mercado.

• Los retornos de FCR y aFRR están cayendo a medida que aumenta la participación de baterías. Los márgenes se comprimirán rápidamente y la entrada ya no garantiza retornos sólidos. 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 influirán en la TIR de los proyectos. Cuando termine la exención, las baterías deberán someterse a un nuevo sistema de tarifas que podría reducir la TIR, pero aumentar el valor por ubicación y añadir otra capa de complejidad al modelado de optimización.
• Un mecanismo de capacidad podría reequilibrar la estructura. Alemania planea finalizar un mercado de capacidad en 2027, con entrega en 2031, lo que aumentaría los ingresos fiables para baterías. Pero el diseño específico del mercado y los factores de reducción aún no se han anunciado.

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

1. El crecimiento de la demanda puede decepcionar. Muchos pronósticos asumen mayor electrificación y demanda gestionable, como hidrógeno o centros de datos. Si ese crecimiento no llega, la volatilidad (y los diferenciales) podrían reducirse.
2. El gas sigue marcando el precio. Los ingresos merchant dependen de los precios pico, y estos aún siguen al gas. Si el gas baja, las baterías lo notarán directamente.
3. El sobre-despliegue podría recortar oportunidades. Si los desarrolladores intentan conectar sus baterías antes de 2029 y el despliegue sigue a ritmo acelerado, la saturación mayorista podría canibalizar los ingresos de las baterías.