El mercado de baterías en Alemania está entrando en una nueva fase.

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La estructura de ingresos está cambiando: los servicios auxiliares se están comprimiendo hacia el mercado diario, mientras que una nueva ola de intervenciones políticas está generando un aumento en los ingresos.

En nuestro livestream "El estado de los ingresos de los BESS en Alemania", Till Stehr y Cosima Sagmeister explican cómo ganan dinero las baterías hoy y hacia dónde se dirigen los ingresos, utilizando el pronóstico y el benchmark de ingresos BESS de Modo Energy para Alemania.

Alemania necesita flexibilidad: el argumento estructural para los BESS

El 1 de mayo de 2026, los precios diarios cayeron a -€499.99/MWh al mediodía debido a una fuerte inyección solar y repuntaron por la tarde, ante la falta de generación flexible para cubrir la brecha.

La batería de referencia BESS 2H de Modo Energy logró ese día el mayor retorno diario de 2026, recibiendo pagos por absorber energía a precios negativos al mediodía y por descargar en la tarde. El arbitraje diario impulsó el retorno de esa jornada.

Curvas de días festivos laborales como esta ya evidencian una situación que será habitual en el futuro si no se desarrolla suficientemente la flexibilidad. La proyección para 2030 solo difiere porque las baterías absorben alrededor de 10 GW de carga al mediodía para trasladar el excedente solar a los picos vespertinos.

Saturación: los retornos auxiliares convergen con el mercado diario

El benchmark alemán se ha ido acercando al spread TB2 en los últimos seis meses. La prima auxiliar que caracterizó a 2024 y principios de 2025 ha comenzado a comprimirse.

El mecanismo es conocido en Gran Bretaña. Cuando la capacidad de baterías pre-calificadas supera el tamaño del mercado auxiliar, las ofertas empiezan a acercarse al coste de oportunidad de las baterías en lugar del coste del gas. GB encontró su suelo en 2023.

El repunte de las liquidaciones auxiliares en Alemania en marzo se debió al aumento del gas, que elevó el suelo de las reservas térmicas. Pero las oportunidades diarias también mejoraron, y ahora las curvas auxiliares y diarias evolucionan de forma similar.

Incluso en un escenario de sobrecapacidad BESS de 78 GW, los spreads TB promedio se comprimen un 40% en vez de colapsar. El mercado diario mantiene valor incluso con alta penetración de baterías, lo que demuestra que es un mercado más profundo para ellas.

Precios del gas: la mayor sensibilidad de ingresos

Un aumento del 50% en los precios del gas eleva los ingresos diarios de 2030 en aproximadamente un 30% en el escenario central de Modo Energy. De todas las sensibilidades analizadas, el gas fue el factor más determinante.

Actualmente, los precios TTF se sitúan alrededor de un 50% por encima de los niveles previos a la guerra, tras el alza provocada por el conflicto en Oriente Medio a principios de 2026. Ese nivel elevado sostiene los retornos actuales de los BESS en Alemania.

La modelización de fundamentos de Modo Energy muestra que el gas operará de forma más flexible hasta 2030, con rampas más pronunciadas en los picos vespertinos. Alemania también está licitando nuevas centrales de gas.

Peajes y FCAs: mayor claridad mejora la bancabilidad

El regulador confirmó peajes de red basados en capacidad de €4-7k/MW/año la semana pasada. La propuesta anterior de los TSOs de €53k/MW/año ha sido descartada.

Para una batería sin restricciones, esto supone alrededor del 4% de los ingresos anuales. Incluso con un acuerdo de conexión flexible, el peor escenario consume cerca del 6%. Los peajes basados en energía, que habrían obligado a los operadores a saltarse ciclos rentables, no superaron la consulta.

Los activos pueden solicitar una exención por derechos adquiridos bajo dos condiciones: primero, deben conectarse antes del 4 de agosto de 2029. Segundo, la decisión final de inversión (FID) debe tomarse antes de que se publique el documento definitivo, previsto para finales de 2026, definiéndose FID como un umbral de pedidos vinculantes del 50% respecto a la inversión total.

Los modelos de FCA también son cada vez más sencillos de simular. El marco SH-Netz restringe la importación en periodos de baja renovable y la exportación en periodos de alta renovable. La modelización de Modo Energy de abril de 2026 muestra un impacto en ingresos del 1 al 2% solo por los límites de importación/exportación, subiendo hasta aproximadamente el 7% al sumar tasas de rampa y límites auxiliares.

Nuevas fuentes de ingresos: peajes dinámicos, inercia y mercado de capacidad

Desde 2030-2033 como máximo, los TSOs publicarán peajes de red diarios para 22 regiones con granularidad de 15 minutos. Los peajes pueden ser negativos, incentivando la carga en momentos de sobreoferta local, o positivos, premiando la descarga en déficit local.

La modelización de Modo Energy concluye que el régimen es netamente positivo en todas las regiones analizadas. La Bundesnetzagentur coincide, por lo que el esquema se aplicará tanto a activos existentes como a nuevas instalaciones. Esto supone una tarificación zonal de facto.

La inercia es la oportunidad más inmediata. Los inversores con capacidad de sobrecarga pueden obtener alrededor de €10.000 por MW al año vendiendo solo inercia a través de pagos por disponibilidad.

Los contratos de inercia duran de dos a diez años con precios fijados por expertos, mejorando la bancabilidad frente a los ingresos auxiliares de mercado. Los inversores con sobrecarga operan por encima de su potencia nominal durante los pocos segundos que se requiere la respuesta de inercia, dejando los megavatios principales libres para los mercados de energía y auxiliares.

Un mercado de capacidad alemán está en fase de diseño, con su implementación aún por delante. Combinado con peajes dinámicos e inercia, estas nuevas fuentes compensarán parte de la saturación observada actualmente.

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