Comercialización multi-uso de BESS – cinco mercados, una ventana de capacidad

Multi-uso bien entendido: secuencial, no paralelo

El multi-uso se vende a menudo de forma errónea. La promesa suena así: una batería gana simultáneamente en varios mercados. Físicamente, eso no es cierto.

Una batería solo tiene una ventana de capacidad por franja horaria. El recorte de picos de carga, el arbitraje, la FCR y la aFRR no pueden apilarse en ella al mismo tiempo. El multi-uso significa algo más exigente: la elección diaria, controlada por el EMS, del mercado más valioso en cada franja horaria. A veces el almacenamiento gana con la regulación de frecuencia, a veces con el arbitraje, a veces recorta el pico de carga del cliente in situ. Secuencial, no aditivo.

Precisamente esta disciplina separa la planificación seria de BESS de los folletos de venta demasiado optimistas: calcular con honestidad en lugar de sumar ingresos que nunca se producen al mismo tiempo. Por ello, todos los rangos de ingresos de este artículo son la mejor combinación diaria posible con un control óptimo, no la suma de mercados atendidos simultáneamente.

Las cinco fuentes de ingresos de un vistazo

Cinco mercados entran en consideración para un sistema de almacenamiento en batería.

La FCR (reserva primaria de regulación) mantiene estable la frecuencia de la red y se remunera únicamente por la potencia reservada. La aFRR (reserva secundaria de regulación) compensa desviaciones de frecuencia mayores y remunera potencia más la energía realmente entregada. El arbitraje aprovecha las diferencias de precio en el mercado eléctrico: cargar barato, descargar caro. El recorte de picos de carga (peak shaving) reduce las tarifas de red del cliente in situ al romper su pico de carga anual. La optimización del autoconsumo maximiza el uso propio de la energía fotovoltaica en lugar de la inyección a red, peor remunerada.

Qué es cada fuente, ya queda dicho aquí. Cómo funciona -y por qué las fuentes no pueden usarse simultáneamente- lo muestra la siguiente sección.

Cómo funciona la selección diaria del mejor mercado

En el centro está el Sistema de Gestión de Energía, EMS por sus siglas en inglés. En tiempo real sopesa qué mercado aportará el mayor margen de contribución en la siguiente franja horaria, respetando los límites técnicos: estado de carga (state of charge), presupuesto de ciclos y límites de garantía.

Las opciones de mercado se comportan de forma distinta. La FCR reacciona de forma totalmente automática mediante un sensor de frecuencia local, con activación plena en 30 segundos; solo se remunera la potencia reservada, no la energía (un tiempo mínimo de mantenimiento de unos 15 minutos debe considerarse una estimación). La aFRR la controla de forma centralizada el operador de la red de transporte mediante una consigna digital, con activación plena en 5 minutos; aquí cuentan la potencia y la energía entregada. El arbitraje exige una eficiencia de ciclo completo (roundtrip) de al menos el 85 por ciento (estándar LFP) y presupuesto de ciclos libre; en el mercado intradiario continuo (XBID) la posición puede reajustarse hasta 5 minutos antes de la entrega, lo que amortigua errores de pronóstico fotovoltaico o meteorológico a corto plazo.

El núcleo sigue siendo sencillo: cada una de estas opciones ocupa la misma ventana de capacidad. Quien reserva la batería para FCR no realiza arbitraje en la misma franja. Por eso el EMS decide de nuevo en cada franja horaria y equilibra el presupuesto de ciclos entre los mercados. Esa es la verdadera prestación del multi-uso. Ambos mercados de reserva de regulación requieren una precualificación ante el operador de la red de transporte (detalles en la parte de implementación).

Qué aporta económicamente el multi-uso

Ahora se concreta, y aquí se ve por qué importa la lógica secuencial.

Los siguientes rangos se refieren al ingreso por megavatio instalado y año. Es una normalización para poder comparar; el estándar del mercado indica €/MW de precio de potencia y €/MWh de precio de energía, respectivamente. La comercialización pura de FCR se situó en 2025/2026 aproximadamente entre 25.000 y 60.000 EUR por MW y año, con fuertes oscilaciones según la fase de mercado; la aFRR se mueve en un orden de magnitud similar. El arbitraje aporta bastante más en semanas volátiles y bastante menos en fases tranquilas. El recorte de picos de carga no genera ingresos de mercado, sino ahorros en tarifas de red: en una empresa industrial con un pico de carga anual reducible, con rapidez cifras de seis dígitos al año.

El punto decisivo: estos valores no se suman. El ingreso combinado realista del multi-uso es la mejor combinación diaria posible a lo largo de todas las franjas horarias de un año, no la suma de los mercados individuales. Todas las cifras son estimaciones de mercado, dependientes del proyecto y no ingresos garantizados.

Tres cálculos de ejemplo

Tres casos anonimizados hacen tangible la lógica del ingreso combinado.

Caso A – almacenamiento comercial de 1 MW / 2 MWh: CAPEX de 600.000 a 800.000 EUR, OPEX de 15.000 a 25.000 EUR al año, ingreso combinado en torno a 80.000 a 100.000 EUR al año, amortización de unos 7 a 9 años. Aquí la deducción por inversión según el § 7g EStG (Ley alemana del Impuesto sobre la Renta) puede mejorar el efecto fiscal, siempre que se respete el límite de beneficio de 200.000 EUR en el ejercicio correspondiente.

Caso B – BESS industrial de 5 MW / 10 MWh: CAPEX de 2,5 a 3,5 millones EUR, OPEX de 60.000 a 90.000 EUR al año, ingreso combinado incluido el recorte de picos de 300.000 a 500.000 EUR al año, amortización de 6 a 8 años. Importante: el § 7g EStG por lo general no es utilizable aquí, porque el límite de beneficio de 200.000 EUR a nivel de empresa suele superarse.

Caso C – gran almacenamiento standalone de 20 MW / 40 MWh: CAPEX de 8 a 11 millones EUR, OPEX de 150.000 a 250.000 EUR al año, ingresos de 1,2 a 2,0 millones EUR al año, amortización de 5 a 7 años; también aquí el § 7g EStG queda prácticamente descartado por superarse el límite de beneficio.

Los tres casos son cálculos de ejemplo, no valores garantizados: ilustran la lógica explicada anteriormente.

Marco jurídico: fiscalidad, impuesto sobre la electricidad, REMIT, registro

Quien se adentra en el multi-uso debe conocer cuatro campos jurídicos. Son relevantes para la rentabilidad, pero deben considerarse por separado de ella; quien solo se interese por los ingresos puede saltar a la siguiente sección.

Fiscalidad. El § 7g EStG (Ley alemana del Impuesto sobre la Renta) ofrece la deducción por inversión: hasta el 50 por ciento de los costes de adquisición previstos pueden deducirse por anticipado reduciendo el beneficio, complementado con la amortización especial según el § 7g apdo. 5 EStG del 40 por ciento. Desde la reforma de 2020, el requisito es un límite de beneficio uniforme de 200.000 EUR en el ejercicio correspondiente, por igual en la contabilidad por balance (§ 5 EStG) y en la contabilidad de caja (§ 4 EStG). Las empresas por encima de este límite no pueden usar la deducción.

Impuesto sobre la electricidad. La referencia habitual al § 9 apdo. 1 nº 2 StromStG (Ley alemana del Impuesto sobre la Electricidad; electricidad para generar electricidad) no se sostiene para los almacenamientos en batería: el Tribunal Fiscal Federal resolvió, en su sentencia de 19 de junio de 2012 (VII R 33/10), que almacenar electricidad en un acumulador no es generación de electricidad en ese sentido. Es determinante, en su lugar, el § 5 apdo. 4 StromStG. Los almacenamientos en los que un suministrador almacena temporalmente electricidad y la reinyecta en la red de suministro se consideran, a estos efectos, parte de la red de suministro, siempre que estén registrados en el Registro de Datos Maestros del Mercado. En ese caso, el almacenamiento no es una retirada sujeta a impuesto. Desde julio de 2019 ya no se necesita una autorización específica de la aduana principal para ello; no obstante, subsisten obligaciones de comunicación y colaboración (descripción del almacenamiento, del uso y de los contratos), y la condición de suministrador debe aclararse con la aduana principal competente.

REMIT. También aquí circula un error. El umbral frecuentemente citado de 600 GWh al año se refiere a la capacidad de consumo de los clientes finales en la definición de los productos energéticos al por mayor (art. 2 nº 4 en relación con el nº 5 REMIT), no al volumen de negociación de los operadores de almacenamiento. Para los participantes del mercado con operaciones de comercio de energía al por mayor (FCR, aFRR, spot) no rige tal umbral mínimo; la obligación de registro según el art. 9 REMIT puede aplicarse con independencia del volumen.

Registro. Desde el punto de vista administrativo se añaden: la inscripción en el Registro de Datos Maestros del Mercado (MaStR) en el plazo de un mes desde la puesta en servicio, para conexiones a red a partir de 135 kW el registro como instalación de generación según VDE-AR-N 4110/4120, así como la operación del punto de medición según la MsbG (Ley alemana de Operación de Puntos de Medición). En los almacenamientos acoplados a fotovoltaica, la resolución MiSpeL del 1 de octubre de 2026 permite la operación mixta mediante la opción de delimitación (Abgrenzungsoption) y, para fotovoltaica de hasta 30 kWp, la opción a tanto alzado (Pauschaloption). Hasta el 30 de septiembre de 2027 ello requiere el consentimiento del operador de red y del operador de medida; la opción a tanto alzado exige además la autorización de ayuda de Estado de la UE. Esto rige para la prima de mercado y la comercialización directa, no para la tarifa de inyección fija. La medición separada (Ausschließlichkeitsoption) sigue siendo posible.

Implementación: EMS, socio de comercialización, precualificación

Tomada la decisión, la implementación sigue en tres pasos.

Primero, el EMS como capa de control. Las interfaces obligatorias son SCADA hacia el sistema de gestión de baterías, la conexión de mercado hacia el comercializador y la interfaz con el operador de la red de transporte para las consignas de aFRR (IEC 60870-5-104, ICCP). La ciberseguridad según IEC 62443 e ISO 27019 se exige cada vez más, especialmente en la aFRR; para flujos de ingresos críticos merece la pena una segunda instancia de EMS o un modo de conmutación por error (failover). Los costes de configuración varían mucho y dependen del proyecto (estimación).

Segundo, la comercialización. Las instalaciones individuales a menudo no alcanzan por sí solas el oferta mínima de los mercados de reserva de regulación: 1 MW tanto en FCR como en aFRR. Por eso los comercializadores de pool agrupan varias instalaciones. Entre los agregadores activos en el mercado están, por ejemplo, Next Kraftwerke, EnBW, MVV Trading, Entelios o Entrix; también Statkraft y BayWa r.e. son participantes reales del mercado. Nombro estas empresas como ejemplos del mercado, no como socios. Para la reserva de minutos (mFRR) rige el mismo umbral: la Bundesnetzagentur lo redujo de 5 MW a 1 MW mediante la resolución BK6-21-042 de 28 de abril de 2022. Los criterios de selección son la duración del contrato, la estructura de comisiones y la transparencia de la liquidación.

Tercero, la precualificación (PQ) ante el operador de la red de transporte: vinculada al emplazamiento y no transferible. Las fuentes del mercado indican una duración de unas 4 a 8 semanas y un esfuerzo de 15.000 a 50.000 EUR; son posibles valores más altos. Trate estos rangos como una estimación de mercado, no como una magnitud fija. Para el recorte de picos de carga rige, desde el punto de vista regulatorio, el § 19 apdo. 2 frase 1 StromNEV (Reglamento alemán de Tarifas de Red Eléctrica; uso atípico de la red).

Quien, en lugar de un único almacenamiento, construye un conjunto de muchos almacenamientos pequeños alcanza los tamaños mínimos de lote de forma conjunta. El modelo de clúster estructura de 10 a 100 almacenamientos individuales mediante contratos de compraventa con condición suspensiva (§ 158 BGB, Código Civil alemán) y una cuenta fiduciaria: cada propietario sigue siendo el único propietario de su unidad, sin patrimonio común y sin riesgo según la KAGB (Código alemán de Inversiones de Capital). Detalles en la página de inicio y en la página de conocimiento sobre BESS.