La red eléctrica alemana entra en una fase de ajuste estructural. La retirada de generadores síncronos reduce la aportación automática de estabilidad que el sistema obtenía sin necesidad de contratos ni señales de precio.
Al mismo tiempo, aumenta el peso de la eólica y la fotovoltaica, tecnologías que se conectan mediante convertidores. Ese cambio obliga a replantear cómo se mantiene la estabilidad cuando la frecuencia sufre una perturbación.
En este contexto, Alemania avanza hacia un mercado de servicios auxiliares de largo plazo para la inercia, con un modelo de remuneración a precio fijo. Desde enero de 2026, los cuatro operadores de transporte alemanes, los TSO, empezarán a adquirir este servicio.
La medida abre una vía de ingresos para las baterías con certificación grid-forming, un perfil tecnológico que gana peso en el nuevo mix. El esquema nace de una decisión regulatoria de la BNetzA y se integra en la estrategia alemana para gestionar la caída de inercia asociada al cierre de centrales convencionales.
Qué es la inercia y por qué se convierte en un producto
La inercia describe la reacción inmediata del sistema ante un desequilibrio que afecta a la frecuencia. Cuando se pierde generación o aumenta la demanda de forma brusca, la frecuencia se mueve en la dirección del déficit.
En sistemas con grandes máquinas rotativas, la respuesta inercial aparece de manera automática. Ese efecto ralentiza el cambio de frecuencia y crea una ventana de tiempo para que actúen mecanismos posteriores. El siguiente escalón es el control primario. Por ejemplo la FCR. Ese control necesita un instante para detectar y responder, por lo que la inercia actúa como un apoyo inicial.
La transición energética altera esa secuencia. La solar, la eólica y una parte relevante del almacenamiento se conectan como recursos basados en inversores. Sin una obligación específica, el sistema no recibe la misma contribución inercial.
Por eso Alemania plantea la compra activa de inercia sintética. El objetivo consiste en evitar desviaciones de frecuencia más pronunciadas y rápidas, en un entorno con menor masa giratoria conectada.
La decisión BK6-23-010 y el papel de los TSO
El diseño del mercado parte de un mandato de la Agencia Federal de Redes. La BNetzA aprobó en abril de 2025 la resolución BK6-23-010, que impulsa un mecanismo de adquisición para servicios de inercia.
A partir de ese punto, los TSO han desarrollado y concretado los elementos operativos. El enfoque pretende complementar la estrategia del país para mantener la estabilidad del sistema a medida que descienden los generadores síncronos y aumenta la cuota de renovables variables.
El resultado es un marco que transforma una necesidad técnica en un servicio estructurado, con requisitos, plazos y remuneración.
Contratos de 2 a 10 años y remuneración a precio fijo
El esquema está diseñado con contratos de larga duración. Las tecnologías elegibles, incluidas las baterías, podrán firmar acuerdos con los TSO por periodos que van de dos a diez años.
La remuneración se apoya en un modelo de precio fijo, una elección que aporta visibilidad a los promotores y facilita la valoración del ingreso. Según el calendario previsto, la primera hoja de precios debería publicarse a más tardar el 28 de enero de 2026.
Ese precio inicial mantendrá su vigencia durante un periodo de dos años. Después, los TSO definirán nuevos niveles de precio considerando tres factores. Las necesidades regionales, el avance tecnológico y los requerimientos del sistema en cada etapa.
El diseño incorpora además una reducción del precio del servicio a medida que el mercado continúa su desarrollo. La intención es incentivar la participación temprana en un momento en el que la red busca acelerar el despliegue de capacidades compatibles con la estabilidad.
Cuatro productos. Dirección de respuesta y disponibilidad comprometida
El mercado ofrecerá cuatro categorías de producto. La diferenciación combina dos ejes.
- Dirección de la respuesta inercial. Positiva o negativa.
- Disponibilidad exigida. Producto base o producto premium.
El producto base fija un umbral de 30% de disponibilidad. El premium eleva ese compromiso al 90%, y prevé una remuneración superior.
En términos operativos, se espera que los operadores de BESS se orienten al premium por su mayor pago y por su encaje con las capacidades típicas de las baterías.
Proceso de participación. Oferta, aceptación tácita y plazo de entrega
El acceso al mercado seguirá un proceso formal. El interesado enviará una oferta al TSO competente.
Si el TSO no rechaza la oferta ni solicita información adicional en un plazo de tres meses, la propuesta se considerará aceptada. Tras esa aceptación, el proveedor deberá iniciar la prestación del servicio en un máximo de tres años.
Este punto fija una ventana temporal definida para diseñar, certificar y poner en operación la capacidad de inercia.
Requisitos técnicos y certificación. La puerta de entrada para BESS
La elegibilidad no depende solo de firmar un contrato. El mercado exige condiciones técnicas verificables.
Para participar, los sistemas deben cumplir los requisitos de VDE FNN aplicables a inversores grid-forming. Estas exigencias ya se encuentran publicadas y recogen especificaciones funcionales mínimas para activos capaces de proporcionar inercia sintética.
El marco técnico aborda aspectos como tiempo de respuesta, estabilidad del sistema y soporte de frecuencia. En la práctica, obliga a que el activo aporte un comportamiento que contribuya a contener el cambio de frecuencia cuando ocurre una perturbación.
Además, el proveedor deberá contar con una certificación de la capacidad de inercia. Ese certificado debe mantenerse válido durante todo el periodo de vigencia del contrato.
Datos de disponibilidad cada 15 minutos
El modelo de pago se apoya en la disponibilidad demostrada. Durante la prestación, el activo deberá acreditar su estado operativo mediante datos de sincronización que se entregan de forma retrospectiva.
La granularidad llega a intervalos de 15 minutos. Ese detalle permite a los TSO verificar el cumplimiento del compromiso y aplicar la remuneración con base en evidencias.
Los pagos se realizarán con periodicidad anual y se ajustarán a la disponibilidad verificada. Un activo que supere el umbral mínimo, especialmente si mantiene niveles elevados de operación, obtendrá pagos mayores.
En cambio, un proveedor que no alcance la disponibilidad comprometida puede ver reducido su ingreso, e incluso quedar sin remuneración por el periodo evaluado. El diseño refuerza la importancia de la fiabilidad operativa.
Impacto para promotores e inversores. Más visibilidad y nuevas decisiones de diseño
El mercado de inercia ofrece a los proyectos de almacenamiento una oportunidad para diversificar su “revenue stack” en Alemania.
Muchas baterías combinan hoy ingresos de arbitraje mayorista con participación en mercados como la FCR. Con la inercia aparece un flujo adicional de ingresos basado en contrato y con horizonte de largo plazo.
Esa visibilidad puede mejorar la bancabilidad. Un ingreso a precio fijo suele reducir incertidumbre en modelos financieros, aunque el caso de inversión dependerá del nivel de precios que publiquen los TSO y de la capacidad real de cada proyecto para cumplir la disponibilidad.
La contrapartida aparece en la ingeniería. Incorporar capacidades grid-forming puede elevar el CAPEX y aumentar la complejidad técnica de diseño, control y puesta en servicio.
Por esa razón, los desarrolladores que hoy diseñan o construyen almacenamiento en Alemania necesitan evaluar si incorporan capacidades grid-forming desde el inicio, con el objetivo de participar en el mercado de inercia.
Checklist para proyectos BESS que miran al mercado de inercia
- Diseño. Integrar el enfoque grid-forming desde la fase de ingeniería básica.
- Certificación. Planificar ensayos y documentación para mantener el certificado durante toda la vida del contrato.
- Operación. Asegurar procedimientos que sostengan la disponibilidad medida cada 15 minutos.
- Modelo financiero. Incorporar el ingreso a precio fijo junto con arbitraje y FCR, sin duplicar supuestos.
Un paso estructural hacia una red renovable
La creación de un esquema específico de compra de inercia marca un avance en la alineación entre servicios de estabilidad y un sistema con mayor peso renovable.
A 5 de enero de 2026, el elemento que el mercado aún espera es la publicación de precios y su traslación a decisiones de inversión. Aun así, la dirección resulta clara. La capacidad grid-forming se acerca a un requisito práctico para que el almacenamiento capture ingresos a largo plazo vinculados a la estabilidad.
El despliegue inicial premiará a quienes lleguen antes y cumplan con los requisitos técnicos. El sistema necesita estabilidad. El mercado empieza a pagar por ella.
