Alemania ha dado un giro relevante en la forma de asegurar la estabilidad de frecuencia. Desde el 22 de enero de 2026, la reserva instantánea deja de depender de una aportación implícita del parque térmico y pasa a adquirirse mediante un mecanismo de mercado. El objetivo es corregir desequilibrios de potencia sin retardo y sostener la frecuencia en el tramo más rápido del sistema, desde milisegundos hasta 30 segundos, antes de que entre en juego la reserva primaria.
Por qué aparece un mercado para una función que antes venía incluida
Durante años, la respuesta ultra rápida se apoyaba en la inercia aportada por las masas rotantes de centrales térmicas de carbón y gas. No hacía falta un producto específico porque el sistema recibía esa prestación como consecuencia natural de la operación.
El cierre progresivo del carbón y la menor operación del gas reducen el número de máquinas síncronas conectadas. Con menos inercia disponible, la misma función debe garantizarse con reglas explícitas y con nuevos proveedores capaces de responder con la velocidad requerida.
Del soporte inherente a la contratación explícita
El nuevo enfoque reemplaza la provisión implícita por una contratación basada en mercado. Este cambio abre la puerta a activos basados en inversores, con especial protagonismo para los sistemas de almacenamiento en baterías con capacidad grid forming. Este tipo de control permite contribuir a formar y sostener condiciones de red, en lugar de limitarse a seguirlas.
Productos y niveles de disponibilidad
El diseño distingue dos niveles, base y premium, y en cada uno contempla modalidad positiva y negativa siendo la principal diferencia la disponibilidad mínima exigida. El producto base requiere disponibilidad durante al menos el 30% del periodo de liquidación. El premium eleva esa exigencia al 90%. Por encima de esos umbrales, la retribución puede aumentar de manera escalonada.
La disponibilidad se calcula en intervalos de 15 minutos a lo largo del periodo contractual, que normalmente cubre un año natural. El cómputo se apoya en datos medidos por unidad, lo que vincula la remuneración a parámetros verificables.
Reglas para baterías y precios de los contratos
En almacenamiento, la disponibilidad no depende solo de estar precalificado y conectado. También queda condicionada por una fórmula de reserva de energía incluida en el contrato tipo del operador del sistema de transporte. En la práctica, el activo debe mantener energía preparada para responder conforme a las reglas del producto.
La remuneración se fija mediante precios fijos para contratos de dos a diez años. Para el producto premium, los precios se sitúan entre 805 y 888,5 €/MW·s/año. Para el base, el rango se mueve entre 76 y 109,5 €/MW·s/año.
Exigencias técnicas en energía y potencia
La duración del servicio es tan corta que la energía necesaria para cumplir suele ser pequeña. En un sistema de 100 MW y 100 MWh, la reserva requerida sería de aproximadamente 35 kWh.
La parte más exigente puede estar en la potencia. Si se considera un parámetro de inercia m = 1 y un tiempo de activación de 25 segundos, la reserva de potencia puede alcanzar el 100% de la potencia nominal. Con valores menores de m, ese requisito se reduce.
Zonas de contratación y necesidad prevista hasta 2030
En el primer periodo de precios fijos, las zonas de contratación coinciden con las áreas de control de los operadores de transporte alemanes. La demanda prevista hasta 2030 recogida en el System Stability Report 2025 suma varios cientos de gigavatios-segundo en cada zona. En varias regiones se anticipa una mayor necesidad de reserva negativa que de reserva positiva, lo que sugiere diferencias territoriales en el tipo de soporte requerido.
Se paga por disponibilidad y la respuesta es automática
El esquema remunera solo la disponibilidad, no la activación real. Todos los activos precalificados responden de forma automática ante desviaciones de frecuencia, por lo que la provisión no puede seleccionarse de manera individual.
La participación se abre a instalaciones conectadas en alta, media e incluso baja tensión, siempre que exista autorización del operador de red correspondiente.
Rentabilidad de baterías y peso del marco regulatorio
La modelización sugiere que este mercado puede aportar una mejora moderada a la rentabilidad de proyectos de baterías. En un sistema de dos horas de duración, la tasa interna de retorno podría aumentar hasta 0,9 puntos porcentuales. El valor actual neto podría incrementarse hasta un 14% si la operación se optimiza de forma conjunta con otros mercados.
Aun así, el factor dominante suele estar fuera del propio producto. La estructura de peajes de red puede tener un impacto mayor y recortar de forma significativa la rentabilidad si se aplican cargos basados en potencia.
Qué cambia para el sistema y para los nuevos proveedores
El paso a un mercado de reserva instantánea formaliza una prestación crítica en un sistema con menos generación síncrona conectada. El diseño coloca el foco en la disponibilidad y habilita la entrada de tecnologías con inversores, incluidas baterías con capacidades grid forming. Existe un potencial de ingresos que puede complementar la monetización de estos activos. El resultado final, sin embargo, dependerá en gran medida de cómo encaje este producto con los peajes de red y con el resto de mercados y servicios de sistema.
