Breve resumen
En la reforma de los honorarios de acceso a la red realizada por la Agencia Federal de Redes AgNes-Proyecto de reglamento Proyectos de almacenamiento de energía eléctrica Plazos estrictos. Tres plazos fijos son fundamentales para garantizar la vigencia de la exención de tarifas de acceso a la red vigente de 20 años.
- 1 de enero de 2027: Plazo para la decisión final de inversión para un BESS
- 31 de marzo de 2027: Plazo de presentación de solicitudes de inversión en proyectos para el operador del sistema
- 4 de agosto de 2029: Fecha límite para el funcionamiento del almacenamiento en red
El verdadero obstáculo a menudo no radica en la propia decisión de inversión, sino en el acceso a la red: en muchos operadores de redes, las esperas de varios años son la norma. Los Flexible Connection Agreements (FCA) ofrecen una solución pragmática a corto plazo en este caso, siempre que se logre negociar con el operador de red.
Situación inicial: La exención de tarifas de acceso a la red en virtud de AgNes
Con la AgNes (General Netent Fee System), la Agencia Federal de Redes de Telecomunicaciones (Bundesnetzagentur) reforma los fundamentos de la formación de tarifas de red – un procedimiento que se remonta a una sentencia del Tribunal de Justicia de la Unión Europea (EuGH) de 2 de septiembre de 2021, que condenó a la autoridad a un escaso margen de decisión en la regulación vigente. Para los operadores de almacenamiento de energía, en particular, un aspecto es crucial: la exención vigente de tarifas de red de 20 años con función de financiación según el artículo 118, apartado 6, del EnWG.
Tras una incertidumbre temporal –en algunos momentos incluso se planteó la posibilidad de eliminar de forma retroactiva la exención para instalaciones existentes–, la Agencia Federal de Redes de Telecomunicaciones ha incorporado en el proyecto final de reglamentación una clara norma de protección de la confianza: quienes inviertan a tiempo conservan la exención. ¿Qué significa exactamente “a tiempo”? Tres plazos consecutivos regulan la cuestión, que se explicarán en detalle en el siguiente apartado.
Más información en nuestro informe Proyecto de regulación AgNes 2026: La reforma de los peajes de red a partir de 2029 en resumen
Las tres fechas en detalle
| Primero | Dato | Qué hacer | Consecuencias por incumplimiento |
| Decisión de inversión (FID) | hasta el 1 de enero de 2027 (entrada en vigor de la AgNes) | Tomar una decisión final sobre la inversión – se considera tomada cuando las órdenes de compra vinculantes cubran al menos la mitad del volumen de inversión | El almacenamiento se hará obligatorio a partir del 1 de enero de 2029, independientemente del momento de puesta en marcha. |
| Plazo para presentar la prueba | hasta el 31 de marzo de 2027 | Los FID afectados deben demostrarlo al operador de red competente “de forma adecuada”. | Sin la presentación oportuna de la prueba, se corre el riesgo de perder la exención, a pesar de la presentación oportuna del FID. |
| Instalación en red (comienzo de funcionamiento) | hasta el 4 de agosto de 2029 | El almacenamiento debe estar conectado a la red eléctrica | Pérdida de la exención de tarifas netas de 20 años, incluso con una FID oportuna |
Interesante: hay un máximo de alrededor de dos años y medio entre la decisión de inversión (al más tardar a finales de año 2026/27) y la puesta en servicio (al más tardar agosto de 2029). Para un proyecto que normalmente pasa por la planificación, la autorización, la adquisición, la construcción y la conexión a la red, este es un período de tiempo muy corto – y aquí es donde comienza el siguiente problema: la propia conexión a la red.
La conexión eléctrica de la red de la espinadelera
Los escasos recursos de red y las limitaciones de capacidad de red acortan aún más los estrechos intervalos de tiempo de AgNes en la práctica. La demanda de capacidad de conexión supera drásticamente la capacidad disponible de red. En uno de los mayores operadores de redes de distribución como Eon, actualmente se registran solicitudes de conexión superiores a 500 gigavatios. Esto es el seis veces el máximo de carga de consumo en Alemania actual. Al mismo tiempo, el consumo de almacenamiento crece a un ritmo vertiginoso. Solo desde junio de 2025, la capacidad instalada de almacenamiento de baterías en Alemania aumentó en un 37%, de casi 30 GWh % a poco más de 30 GWh, de los cuales un cuarto corresponde a almacenamiento comercial y de gran tamaño.
De manera similar, la situación es la misma para los Operadores de redes de transporte (ÜNB) Lo que esto puede significar para proyectos individuales se ve reflejado en un ejemplo de Rommerskirchen, entre Colonia y Düsseldorf. Aquí, un área industrial prevista con hasta 2.000 puestos de trabajo debe suspenderse por ahora, debido a que el operador de red competente Westnetz podría no poder habilitar la conexión hasta mediados de la década de 2030. Casos similares se están repitiendo a nivel federal —no solo en el caso de los consumidores, sino también en los proyectos de generación y almacenamiento de energía.
Para los proyectos de almacenamiento de energía con plazos de AgNes, esta situación es actualmente una amenaza real. Incluso quienes tomen la decisión de inversión a tiempo y demuestren su cumplimiento dentro del plazo pueden sufrir un fallo en la conexión a la red si el operador de red competente no puede o no quiere realizar la conexión antes de agosto de 2029.
El legislador responde – pero no a tiempo para los proyectos de 2027/2029
La presión para actuar ya ha llegado también a nivel político. El 1 de septiembre de 2026, la “Alianza Energética para la Digitalización” (EDA), un grupo de 17 empresas del sector energético, presentó su propio proyecto de ley con 30 medidas individuales. Los puntos principales son: estándares y procesos uniformes para los 866 operadores de redes distribuidas en todo el país, un derecho a una indemnización global en caso de incumplimiento por parte de los operadores de redes, y una implementación acelerada de los medidores inteligentes como condición para una mayor controlabilidad en la red. Las propuestas se centran en cambios en el EEG, el EnWG y el MsbG.
El paquete de redes ya aprobado por el gabinete sigue un enfoque diferente. En zonas de redes con una alta tasa de regulación, los nuevos parques eólicos y solares solo podrán conectarse en el futuro si los operadores renuncian, a cambio de una regulación obligatoria, a una parte de su compensación – aún no está claro si esto es legal según el Derecho de la UE. Este enfoque está establecido en el paquete de redes 2026 mediante el artículo 10.1.„Reserva de reenvío“.
Ambos factores deberían mejorar la situación de la conexión a la red eléctrica. Sin embargo, es probable que las medidas no tengan efecto hasta después del proceso de legislación ordinario. Sin embargo, es demasiado tarde para los proyectos que deben invertir en 2027 y entrar en la red eléctrica en 2029. Aquellos que ya están planificando necesitan una solución eficaz a corto plazo.
FCA como solución intermedia pragmática
Mientras los legisladores trabajan en soluciones estructurales, existe desde hace un buen año un instrumento pragmático que actúa a corto plazo: Contratos de conexión flexibles (FCA). El principio se puede describir con una imagen de la planificación de la red de transporte. A pesar de la “congestión”, el usuario final puede utilizar la tubería. Esto no implica un funcionamiento a velocidad máxima, pero tampoco tiene que esperar a que se construya una tubería adicional. En concreto, esto significa que en lugar de esperar al desarrollo completo de la red, la instalación recibe inicialmente un suministro de agua de la tubería de servicio. Accesorios con rendimiento reducido. A cambio, se compromete, por ejemplo, a reducir la alimentación o la desconexión en momentos de alta carga en la red.
Cómo esto funciona en la práctica se muestra en un proyecto de demostración en Bollingstedt (Schleswig-Holstein). La operadora de redes SH Netz (Eon) conectó allí unidades de almacenamiento de baterías FCA junto con el operador de almacenamiento Eco Stor. El almacenamiento responde en un milésimo de segundo a la situación de la red y se desconecta automáticamente cuando es necesario. Sin embargo, durante los momentos de baja demanda, utiliza específicamente las capacidades libres. Sin embargo, Eon está desarrollando ya un acuerdo estándar a nivel federal y pretende ofrecer unidades de almacenamiento de baterías FCA en todo el país para 2026. El principio de intercambio puro consiste en: Rápida adhesión contra flexibilidad. El hecho de que el modelo sea también económico se evidencia con la reciente venta del almacén de Bollingstedt a la empresa energética suiza Alpiq: el marco contractual fiable del FCA fue un argumento importante para el comprador.
FCAs: límites y críticas
Los FCAs no son una carta de conducir. Desde el punto de vista de la asociación, el Consejo de Gestión de Energía (BVES) advierte contra la aplicación de un modelo estándar rígido a nivel federal. Debido a las estructuras diferentes y a las condiciones contractuales hasta ahora conocidas, no son económicamente ni operacionalmente viables para muchos operadores de almacenamiento. Además, los FCAs en sí mismos no crean incentivos para el necesario desarrollo de la red, según el BVES.
Los críticos hablan de una Administración del déficit En lugar de una solución real. Además, incluso tras la FCA, el cliente de servicios sigue dependiendo del operador de redes, y el acuerdo es – a diferencia de una obligación legal – hasta ahora voluntario. Sin embargo, según la situación actual, el Ministerio Federal de Economía quiere mantener esto tal como está.
Para los desarrolladores de proyectos, esto significa que las FCAs son una herramienta eficaz para cumplir los plazos de AgNes cuando la conexión a la red normal no esté disponible a tiempo. Sin embargo, esto solo será posible si se logra una negociación con el operador de la red en condiciones económicamente viables.
¿Por qué la posición en las negociaciones decide?
Un FCA es, en esencia, una acuerdo individual entre el consumidor final y el operador de la red – y no una cuestión de formalidades. Las condiciones (logística de la reducción de la demanda, tiempos de respuesta o rampas, ventanas de excepción, duración, mecanismos de adaptación) se negociarán, no se establecerán de antemano. Aquí es donde se revela por qué el conocimiento técnico y regulatorio determina la viabilidad de un proyecto. Solo quien entiende las necesidades del operador de la red y puede proporcionar pruebas técnicas sólidas puede negociar a igualdad de condiciones, en lugar de simplemente aceptar condiciones. Esto comienza con los tiempos de respuesta y la capacidad de respuesta y termina con el cumplimiento de las restricciones de reducción de la demanda basado en la EMS.
Como propietario y operador que gestiona directamente los proyectos de almacenamiento de energía durante toda su vida útil, CUBE CONCEPTS no acompaña a las negociaciones de conexión a la red como un proceso aislado, sino como parte de una responsabilidad a largo plazo como operador. Esto incluye, por ejemplo, los diseños técnicos del sistema de gestión energética o los requisitos de reducción y flexibilidad acordados en el FCA. Esta combinación de experiencia regulatoria y competencia técnica de implementación es crucial para lograr condiciones FCA que sean económicas – en lugar de un contrato estándar que, en caso de duda, podría estar en detrimento de los intereses del operador de la red.
Recomendación de acción: cronograma para los proyectos BESS
| Momento | Pasos recomendados |
| Ahora – finales de 2026 | Presentar la solicitud de conexión a la red lo antes posible; al mismo tiempo, determinar si una conexión regular está disponible de manera realista para agosto de 2029 o si es necesaria una FCA; preparar la decisión de inversión |
| Hasta el 31 de diciembre de 2026 / 1 de enero de 2027 | Tomar una decisión final sobre la inversión (comenzos de pedidos vinculantes ≥ 50 % del volumen de inversión) |
| Hasta el 31 de marzo de 2027 | Presentar la prueba FID en la forma adecuada al operador de red competente |
| Con la amenaza de retrasos en la adhesión | Acelerar la negociación con el operador de red, preparar pruebas técnicas (controlabilidad de EMS, tiempos de respuesta) |
| Hasta el 4 de agosto de 2029 | Comenzar a operar los depósitos para garantizar la exención de tarifas de red de 20 años |
Si alguien no puede o no quiere realizar estas acciones en detalle él mismo, debería contratar a un socio experimentado lo antes posible; las plazos no ofrecen margen para correcciones de última hora.
Preguntas frecuentes
¿Qué sucede si un proyecto de almacenamiento de energía eléctrica no cumple el plazo de decisión de inversión el 1 de enero de 2027?
El almacenamiento perderá la exención de tarifas de red vigente de 20 años y se volverá obligatorio para el 1 de enero de 2029, según la versión actual del proyecto de reglamentación, independientemente de cuándo la instalación realmente comience a funcionar.
¿Es suficiente tomar la decisión de inversión a tiempo?
No. La decisión de inversión adoptada debe además ser presentada al operador de red competente antes del 31 de marzo de 2027. Sin el cumplimiento de este requisito, la exención también podría perderse incluso si se presenta la FID a tiempo.
¿Qué se considera una decisión de inversión “tomada”?
Según el proyecto de reglamentación, la FID se considera cumplida cuando las órdenes de compra vinculantes cubran al menos la mitad del total del volumen de inversión.
¿Qué es un acuerdo de conexión flexible (FCA)?
Un FCA es un acuerdo individual con el operador de red que permite una conexión a la red anterior con una potencia inicial reducida – a cambio de flexibilidad, como por ejemplo una reducción de la alimentación o la descarga en tiempos de alta carga de la red.
¿Un FCA cuesta más dinero?
No necesariamente. En el caso de Eon/Bollingstedt, se trata de un simple intercambio de velocidad de conexión por flexibilidad, sin un flujo adicional de pagos. Sin embargo, las condiciones concretas dependen del operador de red en cuestión.
¿Es obligatorio obtener el título de FCA?
No, los FCAs actualmente son un instrumento voluntario. El Ministerio de Economía federal quiere mantenerlo así, según los datos actuales.
¿Soluciona FCA el problema fundamental de la escasez de capacidad de conexión a la red?
No. Los FCAs proporcionan a los proyectos individuales un acceso más rápido, pero no crean ningún incentivo para el desarrollo de la red que realmente se necesita. Los críticos hablan de una gestión del déficit en lugar de una solución estructural.
Conclusión
Los plazos de AgNes establecen un cronograma estricto e inamovible para los proyectos de almacenamiento de energía. Decisión de inversión para el cambio de año 2026/27, verificación hasta marzo de 2027, puesta en servicio hasta agosto de 2029. El factor de riesgo real suele estar en la propia decisión de inversión, pero en el caso del acceso a la red: un problema estructural que el legislador ha reconocido, pero que solo resolverá a medio plazo. Los acuerdos de conexión flexible ofrecen en esta fase de transición una solución pragmática y ya probada en la práctica, pero no son una solución automática: su viabilidad económica depende de las condiciones negociadas. Los proyectos que planifiquen de forma temprana y trabajen con un socio que domine tanto la regulación como la implementación técnica obtienen no solo el acceso a la red, sino también la completa exención de los derechos de acceso a la red durante 20 años.