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

El regulador ha estado detallando el futuro sistema paso a paso: un BKZ revisado, tarifas basadas en financiación y nuevas tarifas dinámicas localizadas. BNetzA afirma que no pretende empeorar el caso de negocio del almacenamiento. Pero los valores finales podrían no fijarse hasta finales de 2028, y los bancos a menudo no financian lo que no pueden modelar.

Para muchas baterías, esta tarifa de red podría 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 inviables, sobre todo en un escenario posterior a la 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 directas, el otro mediante señales de precio. Aplicar ambos supone un doble cobro. Y las baterías más restringidas son las que menos pueden 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 las tarifas 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 las 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 altamente restringidas, la mayoría de los escenarios de tarifas de red hacen que los retornos caigan por debajo de los umbrales de inversión. La diferencia entre un régimen de tarifas viable y uno que paraliza el desarrollo es pequeña: la capacidad de 7 GW para 2030 podría 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:

• Lo que el regulador propone hasta ahora como mecanismo
• Cómo las tarifas de financiación pueden afectar al caso de negocio
• Cómo las tarifas dinámicas pueden convertirse en una fuente de ingresos, dependiendo de la ubicación

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Tarifas por capacidad superiores a 25.000 €/MW/año hacen inviables incluso a las baterías sin restricciones

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

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

Los resultados varían drásticamente según el nivel de restricción. Una batería sin restricciones bajo estos supuestos 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 por capacidad en Bélgica) reduciría 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 apenas logran financiarse actualmente.

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

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

Las tarifas basadas en energía cuestan menos que los cargos por capacidad, pero cambian el funcionamiento de las baterías

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

El coste directo de las tarifas basadas en energía es inferior al de los cargos por capacidad. Los pagos anuales oscilan entre unos 7.000 y 75.000 €/MW/año en nuestros escenarios, en un rango de costes similar a las tarifas de capacidad modeladas arriba. El mapa de calor de 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 en el escenario de tarifa de red más bajo modelado.

Las TIR de las baterías restringidas son más bajas que si pagaran el equivalente en tarifas por capacidad. Esto se debe a que las tarifas por energía distorsionan la operación de la batería, y los ingresos perdidos (porque menos ciclos superan el umbral de rentabilidad) pueden hacer que el impacto de las tarifas de red sea peor que el propio coste directo.

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 por RTE. Con un RTE del 86%, el precio de descarga debe ser al menos un 16% mayor que el 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 omitirán cualquier ciclo que no lo supere para evitar pérdidas.

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

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 inferior de la curva, eliminando alrededor del 6% de los días de ciclado por completo. A niveles de tarifas más bajos, se ven afectados menos días.

Pero las baterías no solo ciclan entre las horas más altas y más bajas de cada día. También realizan muchos ciclos pequeños, aprovechando picos de precios a corto plazo. El segundo ciclo de cada día, que suele depender de un spread inferior al TB4, es el más afectado. Esto reduce los ciclos promedio diarios de una batería sin restricciones de 1,95 a aproximadamente 1,4 con las tarifas de red más altas.

En el extremo, un nivel de tarifa muy alto eliminaría casi todas las oportunidades de ciclado y resultaría en 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 anual de ciclos 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 la viabilidad de las baterías incluso cuando entren en vigor las tarifas de red. Pero la intención no es lo mismo que la claridad, y los prestamistas financian proyectos basándose en cálculos de riesgo que requieren cierto grado de certeza.

Existen dos riesgos diferentes que afectan a conjuntos distintos 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 beneficiadas o perjudicadas dependerá del equilibrio entre los cargos de financiación y los ingresos por tarifas dinámicas. Los valores absolutos podrían no definirse hasta finales de 2028.

Los prestamistas no pueden modelar lo que no ven, aunque el proceso está aportando claridad a proyectos que antes solo sabían que deberían pagar algún tipo de tarifa de red. Pero las decisiones de inversión (FID) para conexiones posteriores a 2029 aún enfrentan una gran 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 para proyectos que se conecten antes de 2029, lo que podría detener cualquier nueva decisión de inversión

Por otro lado, BNetzA ha indicado que podría tener la autoridad legal para terminar la exención de tarifas de red antes de tiempo, 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 conseguir financiación con este nuevo perfil de riesgo.

Si la exención se elimina retroactivamente, los proyectos que tomaron su decisión de inversión asumiendo 20 años de operación sin tarifas verían su caso de negocio cambiar a mitad de vida. Las TIR modeladas en esta investigación aplicarían no solo a proyectos futuros, sino también a activos ya existentes. Este es un tipo de riesgo binario e imposible de cubrir que lleva a los prestamistas a exigir mayores márgenes, o incluso a retirarse totalmente del mercado.

Los proyectos que ya han alcanzado FID probablemente seguirán adelante. Pero muchos proyectos previstos para conectarse antes del fin de la exención de tarifas de red aún no han asegurado financiación. Los desarrolladores ya han advertido que los prestamistas podrían retirar su apoyo a causa de este nuevo riesgo.

Una pausa de dos años en nuevas FID reduciría la capacidad de baterías en Alemania para 2029 en un 40% y aumentaría los precios mayoristas de la electricidad

Si no se aprueban nuevas baterías entre ahora y finales de 2028, la brecha en el desarrollo crece rápidamente. Suponiendo un plazo de dos años entre FID y operación comercial, no habría nuevos proyectos en línea hasta 2030 como pronto. En el escenario central de Modo Energy, Alemania tendría unas 14 GW de capacidad instalada de baterías para 2029. Una pausa de dos años en FID 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 una pausa en las FID, esto tendría importantes implicaciones para el sistema eléctrico. Según la modelización de Modo Energy, el precio medio de la electricidad en 2029 sería 1,37 €/MWh más alto que si se construyeran las baterías previstas en el escenario central. Y el 10% de los periodos vería precios de 148,03 €/MWh o más, frente a 144,10 €/MWh en el caso central. Las horas con precios negativos aumentarían un 16%, incrementando la generación renovable recortada.

Pero la demanda adicional por autoconsumo de baterías solo sería de unos 1,9 TWh, frente a 664,81 TWh de demanda bajo los escenarios TYNDP. Ampliar la base de demanda reduciría las tarifas de red solo en un 0,3%, o 0,19 €/MWh asumiendo 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 los ahorros por redispatch y EEG. Este coste podría evitarse si hubiera claridad temprana para los inversores, asegurando que su caso de negocio no se destruye.

Las tarifas dinámicas de red 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 suele ser letal para las tasas mínimas requeridas.

Una vez que existan señales de precio dinámicas en todos los niveles de DSO, cumplirán el mismo rol que un FCA al indicar a la batería cómo comportarse de forma amigable con la red. Ambos se solapan especialmente donde la congestión es peor: justamente donde los DSO imponen los FCA más estrictos y donde las tarifas dinámicas generarían el mayor incentivo para un comportamiento amigable con la red. Aplicar ambos es un doble cobro. Y las baterías más restringidas son las que menos pueden 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. Esto sugiere tres posibles alternativas:

• Las baterías que paguen tarifas dinámicas podrían quedar exentas de sus límites de importación/exportación, ya que la señal de precio ya orienta el comportamiento en la misma dirección. Las rampas y las congelaciones de horarios abordan otras preocupaciones y pueden seguir siendo necesarias.
• Las baterías con un FCA podrían recibir tarifas de red basadas en financiación más bajas a cambio (similar al régimen BKZ actual).
• Las baterías operativas 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 adoptar el nuevo régimen en vez de temerlo, y ayudaría a restaurar la confianza inversora que está siendo erosionada por la incertidumbre actual.