La industria de almacenamiento en baterías de Alemania está preocupada. El regulador alemán BNetzA ha indicado que podría poner fin anticipadamente a la exención de tarifas de red, incluso para las baterías ya conectadas. La posibilidad de cambios retroactivos en las reglas ha sacudido la confianza de los inversores en un mercado que ya navega la incertidumbre sobre el régimen de tarifas posterior a 2029.

El regulador ha ido definiendo el sistema futuro paso a paso: un BKZ revisado, tarifas basadas en financiación y nuevas tarifas dinámicas localizadas. BNetzA afirma que no tiene la intención de empeorar el caso de negocio para el almacenamiento. Pero los valores finales podrían no definirse hasta finales de 2028, y los bancos a menudo no financian lo que no pueden modelar.

Para muchas baterías, esta tarifa de red puede ser determinante para la viabilidad del negocio. Especialmente para baterías restringidas con acuerdos de conexión flexibles (FCA), tarifas de red más altas llevarían las TIR a niveles no invertibles, especialmente en un mundo pos-saturación en 2029 donde los ingresos totales serán mucho menores que hoy.

Tanto los FCA como las tarifas dinámicas de red gestionan la congestión local: uno mediante restricciones duras y el otro mediante señales de precios. Aplicar ambos es cobrar doble. Y las baterías más restringidas son las menos capaces de responder a señales dinámicas, ya que su flexibilidad operativa ya ha sido limitada.

Esta investigación pone a prueba el caso de negocio solo frente a los cargos de financiación, el componente que definitivamente reducirá los retornos. Las tarifas dinámicas podrían compensar parte del coste, pero no están garantizadas, especialmente para baterías lejos de zonas de congestión. Modelamos escenarios de tarifas solo por capacidad y solo por energía bajo restricciones FCA realistas.

Con una tarifa de red basada en energía de 66,50 €/MWh aplicada al autoconsumo, una batería sin restricciones pierde 4 puntos porcentuales de TIR. Para baterías fuertemente restringidas, la mayoría de los escenarios de tarifas de red empujan los retornos por debajo de los umbrales de inversión. La diferencia entre un régimen de tarifas viable y uno que paraliza el desarrollo es mínima: hasta 7 GW de capacidad para 2030 podrían depender de dónde se fijen finalmente los valores.

Este artículo forma parte de una serie sobre las futuras tarifas de red para baterías en Alemania:

• Qué propone hasta ahora el regulador como mecanismo
• Cómo pueden afectar las tarifas de financiación al caso de negocio
• Cómo las tarifas dinámicas pueden convertirse en una fuente de ingresos - según la localización

Para más información sobre este tema, contacte con el autor - till@modoenergy.com

Las tarifas de capacidad superiores a 25.000 €/MW/año hacen que incluso las baterías sin restricciones no sean invertibles

En su documento de posición, BNetzA propone una combinación de tarifas de capacidad (basadas en la capacidad de red reservada) y tarifas basadas en energía (según el uso de la red), con la opción de elegir cuánta capacidad reservar. Es probable que el incentivo para las baterías sea elegir o bien el 100% o bien el 0% de tarifas de capacidad, según la relación de precios, por lo que este análisis examina por separado precios puros de capacidad y tarifas puramente basadas en energía.

En las tarifas basadas en capacidad, modelamos una gama de cargos anuales desde 6.000 €/MW/año (en línea con las tarifas más bajas basadas en capacidad DUoS en los últimos años en GB) hasta 130.000 €/MW/año (en línea con algunas propuestas discutidas en BNetzA). Todos los escenarios asumen una batería de 4 horas que entra en operación comercial el 1 de enero de 2029.

Los resultados varían claramente según el nivel de restricción. Una batería sin restricciones bajo estas suposiciones genera alrededor de un 15% de TIR a 20 años sin tarifas. Incluso con 25.000 €/MW/año, esta batería supera la tasa mínima, con una TIR del 11,4%. Pero una tarifa de red de 42.000 €/MW/año (similar a los cargos de capacidad en Bélgica) bajaría la TIR al 9%, dificultando encontrar inversores incluso para baterías totalmente sin restricciones.

Para evaluar realísticamente la situación de la mayoría de baterías que entran hoy al mercado alemán, este análisis elige restricciones FCA estrictas pero realistas, para mostrar casos límite de baterías que actualmente apenas logran financiación.

Para baterías con FCA tipo DSO, incluyendo rampas y límites de importación/exportación, el panorama es mucho peor. Las TIR sin apalancamiento a 20 años rondan el 11%, cayendo al 9,3% con tarifas de capacidad de 10.000 €/MW/año. Con una tasa mínima actual de alrededor del 10%, es poco probable que esta batería encuentre inversor sin ingresos adicionales firmes. Las baterías restringidas por TSO, con ingresos intradiarios como una de sus mayores fuentes de ingresos fuertemente limitados, apenas superan el umbral de financiación incluso sin tarifas de red. Incluso una pequeña tarifa anual puede hacerlas no invertibles.

La conclusión clave: el nivel de tarifa a partir del cual el caso de negocio se rompe depende completamente del régimen FCA. Para las baterías restringidas que constituyen la mayoría de las nuevas conexiones, incluso cargos de capacidad modestos erosionan los retornos a niveles que los bancos no financian.

Las tarifas basadas en energía cuestan menos que los cargos de capacidad, pero cambian la operación de las baterías

Según la última propuesta de BNetzA, las baterías que elijan un precio de capacidad de cero pagarían solo tarifas de red basadas en energía sobre su autoconsumo o pérdidas de eficiencia (RTE). Modelamos cuatro escenarios basados en los niveles actuales de tarifa y las propuestas del regulador.

El coste directo de las tarifas basadas en energía es menor que los cargos de capacidad. Los pagos anuales van de unos 7.000 a 75.000 €/MW/año en nuestros escenarios, en un rango de coste similar a las tarifas de capacidad modeladas arriba. El mapa de calor de la TIR lo refleja: las baterías sin restricciones se mantienen cerca de la tasa mínima con un AP1 no subvencionado de 66,50 €/MWh. Pero las baterías restringidas no alcanzan la tasa mínima ni siquiera con la tarifa de red más baja modelada.

Las TIR para baterías restringidas son más bajas que si pagaran el mismo importe en tarifas de capacidad. Esto se debe a que las tarifas basadas en energía distorsionan la operación de la batería, y los ingresos perdidos (por menos ciclos rentables) pueden hacer que el impacto de la tarifa de red sea peor que el propio pago.

Spreads mínimos más altos eliminan oportunidades de ciclado de forma no lineal

El mecanismo es sencillo. Cada ciclo ya tiene un coste mínimo: degradación más la pérdida de RTE. Con un RTE del 86%, el precio de descarga debe ser al menos un 16% superior al de carga solo para compensar las pérdidas de eficiencia.

Las tarifas de red basadas en energía elevan aún más este umbral. Por cada 1 MWh cargado, la batería pierde 140 kWh por ineficiencia RTE. Con una tarifa de red de 66,50 €/MWh, esto añade 9,31 €/MWh al spread mínimo necesario para que el ciclo sea rentable. Los optimizadores incorporarán este umbral y saltarán cualquier ciclo que no lo supere para evitar pérdidas.

El impacto de esto en la restricción a nivel TSO es el menor. Incluso sin tarifas de red, la batería debe renunciar a muchos ciclos pequeños por sus rampas de 15 minutos y porque no puede acceder a los precios intradiarios más volátiles que justificarían esos ciclos. Los ingresos brutos merchant y el número de ciclos apenas cambian con spreads mínimos pequeños respecto al escenario sin tarifas de red, mientras que los márgenes de TIR siguen siendo muy estrechos.

El efecto sobre los volúmenes de ciclado es no lineal, ya que los spreads no se distribuyen uniformemente a lo largo del año.

Incluso con una tarifa de red de 266 €/MWh, la línea de spread mínimo corta la parte baja de la curva, eliminando alrededor del 6% de los días de ciclado. Con tarifas más bajas, se ven afectados menos días.

Pero las baterías no solo ciclan entre la hora más alta y la más baja de cada día. También aprovechan muchos ciclos pequeños, ejecutando operaciones cortas ante picos de precio. El segundo ciclo de cada día, que suele depender de un spread inferior al TB4, es el más afectado. Esto reduce el promedio de ciclos diarios de una batería sin restricciones de 1,95 a alrededor de 1,4 con las tarifas de red más altas.

En el extremo, una tarifa muy alta eliminaría casi todas las oportunidades de ciclado y supondría una prohibición operativa de facto. En la práctica, esto es poco probable bajo los escenarios AP1 modelados, pero incluso la tarifa AP2 no subvencionada es suficiente para reducir materialmente el número de ciclos anuales y comprimir los ingresos mucho más allá del propio pago de la tarifa de red.

La incertidumbre sobre las tarifas de red podría congelar nuevas decisiones de inversión hasta finales de 2028

BNetzA ha reiterado que no pretende destruir el caso de negocio de los BESS, y que el mercado de capacidad y los ingresos internacionales podrían sostener el negocio de las baterías incluso cuando entren en vigor las tarifas de red. Pero la intención no es lo mismo que la claridad, y los financiadores toman decisiones basadas en cálculos de riesgo que requieren cierto nivel de certeza.

Existen dos riesgos separados, que afectan a diferentes conjuntos de proyectos.

Los nuevos proyectos que se conecten después de agosto de 2029 enfrentan un caso de negocio incuantificable

Cualquier batería que entre en operación comercial después del 4 de agosto de 2029 deberá pagar tarifas de red bajo el nuevo régimen. Si las baterías salen ganando o perdiendo dependerá del equilibrio entre cargos de financiación e ingresos por tarifas dinámicas. Los valores absolutos podrían no definirse hasta finales de 2028.

Los financiadores no pueden modelar lo que no ven, aunque el proceso está aportando claridad para proyectos que antes solo sabían que pagarían algún tipo de tarifa de red. Pero las FID para conexiones posteriores a 2029 siguen enfrentando una amplia ventana de incertidumbre que probablemente detendrá la inversión en BESS a gran escala en Alemania hasta que se aclare el panorama regulatorio.

La eliminación anticipada de la exención añade riesgo incluso a proyectos que se conecten antes de 2029, lo que podría detener cualquier nueva decisión de inversión

Por separado, BNetzA ha indicado que podría tener autoridad legal para terminar anticipadamente la exención de tarifas de red, incluso para baterías ya conectadas, para crear igualdad de condiciones. Esto no es una política confirmada. Pero el hecho de que esté sobre la mesa ha sacudido considerablemente la confianza de los inversores. Los proyectos que aún no tienen FID podrían no obtener financiación con este nuevo perfil de riesgo.

Si la exención se elimina retroactivamente, los proyectos que tomaron su FID asumiendo 20 años de operación sin tarifas ven su caso de negocio cambiar a mitad de vida. Las TIR modeladas en esta investigación se aplicarían no solo a proyectos futuros, sino también a activos ya operativos. Este es un tipo de riesgo binario y no asegurable que lleva a los financiadores a exigir mayores márgenes o a retirarse del mercado por completo.

Los proyectos que han alcanzado FID probablemente seguirán adelante. Pero muchos proyectos previstos para conectarse antes del corte de la exención aún no tienen financiación asegurada. Los desarrolladores ya han informado que los financiadores están indicando que podrían retirar su apoyo a los proyectos debido a este nuevo riesgo.

Una brecha de dos años en nuevas FID reduciría en un 40% la capacidad de baterías de Alemania en 2029 e incrementaría los precios mayoristas de la electricidad

Si ninguna batería nueva alcanza FID entre ahora y finales de 2028, la brecha de desarrollo se agrava rápidamente. Suponiendo un plazo de dos años entre FID y operación comercial, no habría nuevos proyectos en línea hasta 2030 como muy pronto. En el escenario central de Modo Energy, Alemania tendría alrededor de 14 GW de capacidad instalada de baterías en 2029. Un congelamiento de FID de dos años reduciría esa cifra a unos 8,7 GW, un déficit del 40%, o 5,3 GW de baterías faltantes.

Si las renovables y la demanda crecen como se espera pero las baterías se mantienen en los niveles actuales debido a un congelamiento de FID, esto tendría importantes implicaciones para el sistema en general. Según el modelo de Modo Energy, el precio medio de la electricidad en 2029 sería 1,37 €/MWh más alto que si se construyeran las baterías según el escenario central. Y el 10% de los periodos vería precios de 148,03 €/MWh o más, en lugar de 144,10 €/MWh en el caso central. Las horas de precios negativos aumentarían en un 16%, incrementando la cantidad de generación renovable vertida.

Pero la demanda adicional por autoconsumo de baterías solo sería de unos 1,9 TWh, frente a los 664,81 TWh de demanda según los escenarios TYNDP. Ampliar la base de demanda reduciría así las tarifas de red solo en un 0,3%, o 0,19 €/MWh suponiendo el AP1 no subvencionado. El coste neto para los consumidores de esta política sería de 1,18 €/MWh o unos 785 millones de euros, incluso antes de considerar ahorros por redispatch y EEG. Este coste podría evitarse con mayor claridad para los inversores, asegurando que su caso de negocio no se verá destruido.

Las tarifas dinámicas y los FCA resuelven el mismo problema. Las baterías no deberían pagar por ambos

Las tarifas de red son manejables cuando la batería no tiene restricciones. Pero la mayoría de las nuevas baterías enfrentan FCA, y la combinación a menudo es letal para las tasas mínimas.

Una vez que existan señales de precios dinámicos en todos los niveles de DSO, cumplen la misma función que un FCA al indicar a la batería cómo comportarse de manera amigable con la red. Ambos se solapan especialmente donde la congestión es peor: justo donde los DSO imponen los FCA más estrictos y donde las tarifas dinámicas generarían el mayor incentivo para un comportamiento favorable a la red. Aplicar ambos es un doble cobro. Y las baterías más restringidas son las menos capaces de responder a señales dinámicas, porque su flexibilidad operativa ya ha sido limitada.

Unas tarifas dinámicas de red bien diseñadas deberían lograr los mismos resultados que los límites de importación/exportación, pero mediante incentivos en lugar de restricciones. Eso sugiere tres posibles intercambios:

• Las baterías que paguen tarifas dinámicas podrían ser liberadas de sus límites de importación/exportación, ya que la señal de precio ya orienta el comportamiento en la misma dirección. Las rampas y congelaciones de horario abordan otras preocupaciones y podrían seguir siendo necesarias.
• Las baterías con FCA podrían recibir tarifas de red basadas en financiación más bajas a cambio (similar al régimen actual de BKZ).
• Las baterías en operación podrían optar voluntariamente por el nuevo régimen de tarifas dinámicas a cambio de perder los componentes energéticos de su FCA.

Cualquiera de estas opciones daría a los desarrolladores un motivo para comprometerse con el nuevo régimen en lugar de temerlo y ayudaría a restaurar la confianza de los inversores que la incertidumbre actual está erosionando.