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

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

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

Alemania necesita flexibilidad: la justificación estructural para 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, por la falta de generación flexible para cubrir la brecha.

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

Curvas de días festivos laborables como esta ya evidencian una situación que será habitual en el futuro, salvo que se desarrolle mucha más flexibilidad. La proyección para 2030 solo difiere porque las baterías absorben unos 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 ha estado acercándose al spread TB2 en los últimos seis meses. La prima auxiliar que definió 2024 y principios de 2025 ha empezado a comprimirse.

El mecanismo es conocido por Gran Bretaña. Una vez que la capacidad de baterías precalificadas supera el tamaño del mercado auxiliar, las ofertas empiezan a converger hacia el coste de oportunidad de la batería en lugar del coste del gas. GB encontró su piso en 2023.

La recuperación de los servicios auxiliares alemanes en marzo se debió a un mayor precio del gas, que elevó el piso de las reservas térmicas. Pero las oportunidades diarias también mejoraron, y ahora las curvas de servicios auxiliares y mercado diario evolucionan de forma similar.

Incluso en un escenario de sobreconstrucción de 78 GW BESS, los spreads promedio TB se comprimen un 40% en vez de colapsar. El mercado diario mantiene valor incluso con una penetración significativa de baterías, lo que muestra 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.

Los precios TTF se sitúan actualmente en torno a un 50% por encima de los niveles previos a la guerra, tras el aumento provocado por el conflicto en Oriente Medio a principios de 2026. Ese nivel elevado respalda los retornos actuales de 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 hacia los picos de la tarde. Alemania también está licitando nuevas plantas de gas.

Peajes de red y FCA: mayor claridad mejora la bancabilidad

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

Para una batería sin restricciones, eso equivale a aproximadamente el 4% de los ingresos anuales. Incluso bajo un acuerdo de conexión flexible, el peor caso consume cerca del 6%. Los peajes de red basados en energía, que habrían obligado a los operadores a saltarse ciclos rentables, no prosperaron en la consulta.

Los activos pueden solicitar la exención de estos peajes 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 final, 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 fáciles 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 a cerca del 7% al añadir límites de rampa y 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. Las tarifas pueden ser negativas, premiando la carga en situaciones de exceso local, o positivas, premiando la descarga en situaciones de 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. Es una tarificación zonal por la puerta trasera.

La inercia es el beneficio más inmediato. Los inversores grid-forming con capacidad de sobrecarga pueden ganar alrededor de €10.000 por MW al año solo por vender inercia, en base a 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 superan la potencia nominal durante los segundos necesarios para la respuesta de inercia, dejando libres los megavatios principales para mercados de energía y auxiliares.

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

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