Almacenamiento en batería · FTM + BTM · Apilamiento de valor · CPFS · CUBE CONCEPTS
Almacenamiento en batería para el sector comercial e industrial: el que gana, ahorra y protege.
CUBE CONCEPTS planifica, construye y opera sistemas de almacenamiento en batería para el sector comercial e industrial: servicio completo desde el análisis de ubicación hasta la operación continua, independiente del fabricante, en toda Europa y sobre una base de libro abierto.
Ingresos de FTM autofinanciados
al precio de la electricidad industrial (BMWE, agosto de 2025)*
FTM + BTM + Multiuso
01 — Para quién
¿Para qué empresas resulta económicamente viable un sistema de almacenamiento de baterías industrial?
El almacenamiento en baterías ya no es una cuestión de si sí o no. Es una cuestión de cuándo.
CUBE CONCEPTS realiza proyectos de almacenamiento en baterías para el sector comercial e industrial (C&I — Commercial & Industrial) a partir de 750 kW / 1.500 kWh, de forma independiente del fabricante y en toda Europa. No todas las ubicaciones son adecuadas, y eso lo decimos conscientemente.
Cuatro situaciones de partida típicas: ¿cuál se adapta a usted?
Perfil 1 — Comercio e Industria: Reducción de costes
Consumo eléctrico anual a partir de ~1 GWh. Término de potencia notable en la factura anual. §19 párr. 2 frase 1 y §118 identificados como palancas. Estructuras de decisión disponibles para un proceso de inversión de 6 a 12 meses.
Producción · Logística · Química · Alimentación
Perfil 2 — Industria con conexión sustancial a la red
Conexión de media tensión con capacidad disponible: este es el punto de partida estratégico. La capacidad disponible permite la comercialización FTM inmediata: FCR, aFRR, mFRR, arbitraje. Puesta en marcha (IBN) hasta 2029 como horizonte de planificación.
Automoción · Acero · Metales no férreos · Logística
Perfil 3 — Estrategia ESG y obligación de información sobre sostenibilidad (CSRD)
Las obligaciones de información de la CSRD exigen reducciones de CO₂ mensurables, no declaraciones de intenciones. Las emisiones de alcance 2 deben disminuir de forma cuantificable. Un sistema de almacenamiento en batería proporciona métricas auditables para el informe de sostenibilidad y las negociaciones de crédito.
Grandes empresas · Carteras inmobiliarias · Sujetas a CSRD a partir de 500 empleados
Perfil 4 — Integración de sistemas y sin coste operativo interno
Flota de vehículos eléctricos con unas necesidades de recarga cada vez mayores sin ampliación de la red. O bien: planta de producción con requisitos críticos de disponibilidad. CUBE EfficiencyUnit se encarga íntegramente del control, la supervisión y el mantenimiento —por contrato, no solo de palabra—.
Logística · E-Flotas · Facility Management · Producción
¿Quién decide —y qué impulsa la decisión?
Si usted es responsable de las decisiones de inversión
ROI, liquidez, fuera de balance. 0 € de CAPEX en BESS Contracting. Amortización mediante ingresos por FTM. Conforme a las NIIF, auditable.
Si usted es responsable de la estrategia ESG y de las obligaciones de información de la CSRD
El almacenamiento en baterías ofrece una reducción de CO₂ mensurable —Alcance 2, documentada, para el informe de sostenibilidad y la negociación de créditos.
Si usted es responsable de la operación de plantas y de la seguridad del suministro
Sin gastos operativos internos. CUBE EfficiencyUnit se encarga íntegramente del control y de la operación y mantenimiento.
Si usted es responsable de la adquisición de energía y los peajes de red
§ 19, apdo. 2, frase 1, § 118, apdo. 6 de la EnWG, AgNes 2029: los tres instrumentos solo se pueden combinar con almacenamiento en batería y operación profesional.
02 — Lo que paga hoy
BESS ya no es un factor de coste. Es una decisión.
La mayoría de los proveedores venden hardware o electricidad. CUBE CONCEPTS construye el sistema detrás.
El aumento de los peajes de red, los nuevos perfiles de carga debido a la electrificación y las crecientes exigencias en cuanto a la seguridad del suministro plantean hoy a las empresas decisiones estratégicas. Un sistema de almacenamiento de baterías aborda los tres al mismo tiempo. Ejemplo práctico: Noche informativa en Coesfeld, enero de 2026 →
Trampa de costes 01 — La trampa de las tarifas de red
„Un solo pico nos cuesta miles, para todo el año.“
Aproximadamente el 40 % del precio de la electricidad industrial corresponde a las tarifas de red (BMWE, agosto de 2025)*. La mayor parte corresponde al precio de potencia, que se calcula a partir del valor de medición de 15 minutos más alto de todo el año. Un único pico de consumo determina la tarifa básica para los 12 meses siguientes. Ya se trate de procesos de arranque, de la recarga simultánea de varios camiones eléctricos o de picos de producción estacionales, los 35 000 cuartos de hora restantes no tienen ninguna relevancia.
Su Activo 02 — La conexión a la red gratuita que debería trabajar para usted
„Nuestra conexión a la red ya está ahí. Debería estar dándonos dinero.“
Una conexión a la red disponible es el activo energético más valioso que una empresa industrial puede poseer hoy en día. Es el billete de entrada a los mercados FTM: FCR, aFRR, mFRR, arbitraje en el mercado spot, de forma totalmente automática, desde la puesta en marcha, sin ninguna intervención operativa. Más de 720 GW de solicitudes de conexión a la red pendientes en Alemania se enfrentan a tan solo 78 GW de capacidad concedida (KPMG AG, febrero de 2026)*. Quien hoy cuenta con una conexión libre posee una ventaja estratégica que los nuevos participantes en el mercado tardarán años en alcanzar.
Trampa de costes 03: La trampa de la volatilidad
„Los costos de la electricidad devoran el margen y no podemos planificarlos.“
Los precios de la electricidad en bolsa fluctúan diariamente debido a la creciente inyección de energías renovables. Quien tiene que comprar en horarios de consumo fijo paga regularmente en las fases más caras. El almacenamiento en baterías desacopla la compra y el consumo: carga de forma económica y descarga cuando es caro o para autoconsumo.
Lo que cuesta cada mes de retraso
En un almacenamiento industrial típico de 1 MW, la ventaja no asegurada del § 118 equivale a una ventaja de tarifa de red permanentemente perdida de aproximadamente ~16.000–25.000 € al mes con 1 MW (KPMG AG, feb. 2026)*. La exención de tarifas de red según el §118 no se puede obtener con carácter retroactivo. Ninguna adición, ninguna solicitud de excepción: quien entre en operación después del 4 de agosto de 2029 pagará tarifas de red de forma permanente durante todo su tiempo de funcionamiento.
03 — Mercado
Dos tipos de proveedores en el mercado de almacenamiento de baterías C&I
El mercado de almacenamiento de baterías comerciales e industriales se divide en dos tipos de proveedores: unos venden hardware o comercializan electricidad, y lo hacen calculando con sus propios sistemas o su propia cartera. Los otros construyen el sistema que hay detrás: operación propia, comercialización propia y cálculo basado en los datos de su perfil de carga.
CUBE CONCEPTS pertenece a la segunda categoría, como su administrador de intereses.
CUBE CONCEPTS cuenta con la experiencia de más de 150 proyectos energéticos realizados en toda Europa: fotovoltaica. Construimos sistemas de almacenamiento en baterías sobre la misma base.
04 — Qué es BESS
¿Qué es un sistema de almacenamiento de batería y qué diferencia a uno que genera ingresos de uno que solo almacena?
No es una gran batería. Es un participante del mercado energético, un optimizador de tarifas de red y un búfer de producción, según la estrategia de despliegue. Aquí está el vocabulario que fundamenta las decisiones.
Definición
BESS — Sistema de almacenamiento de energía mediante baterías (Battery Energy Storage System)
Sistema estacionario de almacenamiento de energía eléctrica basado en celdas electroquímicas. A escala industrial a partir de 750 kW / 1.500 kWh. Puede operarse simultáneamente detrás del contador (BTM, tarifas de red + autoconsumo) y delante del contador (FTM, energía de regulación + arbitraje).
Definición
LCOS — Costo nivelado de almacenamiento
Coste total a lo largo de la vida útil dividido por la cantidad total de energía suministrada en MWh. El criterio de rentabilidad decisivo, no el precio de compra. Valor de referencia LFP: 110 €/MWh (KPMG AG, Investment Case febrero de 2026).*
BESS — Sistema de almacenamiento de energía mediante baterías
Término técnico general para todos los sistemas de almacenamiento de baterías estacionarias, independientemente de su tamaño, tecnología y uso previsto. CUBE CONCEPTS utiliza BESS como término de clasificación general.
Almacenamiento industrial — El segmento de CUBE
BESS a partir de 750 kW / 1.500 kWh. A partir de este umbral, la comercialización FTM, la operación multiuso y la exención de tarifas de red según el §118 son económicamente viables. Por debajo, falta la masa crítica para los mercados de energía de regulación.
FTM — Del lado de la red (Front-of-the-Meter)
El sistema de almacenamiento como participante del mercado en la red pública antes del contador. Compra barato, vende caro, proporciona energía de regulación. Totalmente automático. Sin necesidad de fotovoltaica. Sin intervención operativa.
BTM — Detrás del contador
El almacenamiento como optimizador de costes detrás del contador. Actúa sobre el término de potencia, el §19 apdo. 2 frase 1 Atypik, la exención del §118 y la cuota de autoconsumo. El ahorro se refleja directamente en la factura de la luz.
Multiuso — FTM y BTM al mismo tiempo
FTM y BTM no se ejecutan de forma alterna, sino simultáneamente. El CUBE EfficiencyUnit coordina ambas dimensiones en tiempo real. El criterio de referencia no es el índice de ocupación, sino el rendimiento por ciclo completo.
Value Stacking — Múltiples canales, un sistema
Combinación de múltiples canales de ingresos y ahorro en el mismo almacenamiento: reducción de picos (Peak Shaving) + energía de regulación + § 19, apdo. 2, frase 1 (uso atípico de la red) + exención del § 118: en paralelo, con control coordinado.
EMS — Sistema de gestión de energía
El EMS controla todas las fuentes de energía y consumidores de un emplazamiento en tiempo real: consumo de la red, fotovoltaica, almacenamiento en batería, infraestructura de recarga, sistemas de calefacción. Optimiza continuamente según los precios actuales del mercado eléctrico, datos meteorológicos y previsiones de consumo. La CUBE EficienciaUnidad Es CUBEs EMS: totalmente automático, compatible con HLZ, conectado directamente a los mercados de FCR, aFRR y mFRR, sin intervención operativa.
¿Qué memoria es cuál?
| Segmento | Rendimiento | Aplicación típica | Cubo |
|---|---|---|---|
| batería doméstica | hasta 30 kW | Autoconsumo fotovoltaico privado | Segmento No-CUBE |
| Almacenamiento comercial | 30 kW – 750 kW | Recorte de picos, Autoconsumo | Económicamente relevante: enfoque CUBE a partir de 750 kW |
| Almacenamiento industrial | desde 750 kW / 1.500 kWh | Multiuso FTM + BTM | Segmento CUBE a partir de 750 kW |
| BESS | término genérico | Todas las tallas | término técnico |
¿Qué aplicaciones se adaptan a qué sectores?
| Aplicación | Producción / Automoción | Logística de frío | Química / Farmacéutica | Logística + Movilidad eléctrica. |
|---|---|---|---|---|
| Reducción de picos | ✓ | ✓ | ✓ | ✓ |
| Energía de regulación FCR / aFRR / mFRR | ✓ | ~ | ✓ | ~ |
| § 19, apdo. 2, frase 1, de la Ley de Atipicidad | ✓ | ✓ | ✓ | ~ |
| Autoconsumo (con fotovoltaica) | ✓ | ✓ | ✓ | ✓ |
| Almacenamiento temporal de energía para movilidad eléctrica | ~ | — | — | ✓ |
✓ típicamente económico · ∼ dependiente de la ubicación · — por lo general no relevante. Energía de regulación (FCR, aFRR, mFRR): acceso directo a partir de 1 MW · agrupación a partir de 750 kW (a través de comercializador directo).
05 — Qué sale a cuenta
¿Qué sale a cuenta y cómo se mide correctamente?
Valor de referencia LCOS
110 €/MWh
Almacenamiento de baterías LFP · KPMG AG, feb. 2026
El criterio de comparación decisivo —no el precio de adquisición.
El precio de compra es la métrica equivocada. El LCOS —coste nivelado del almacenamiento— divide todos los costes a lo largo de la vida útil entre la cantidad total de energía utilizable. Solo el LCOS hace que las tecnologías y las ofertas sean verdaderamente comparables.
Comparación de tecnologías según KPMG: LFP, ZnBr, NIB
Según KPMG AG (Investment Case: Stationärer Batteriespeicher, febrero de 2026), el LCOS de los sistemas de almacenamiento de baterías de LFP es de 110 €/MWh, muy por debajo de los precios medios de la electricidad industrial.*
| Indicador clave | LFP | ZnBr | Batería de iones de sodio |
|---|---|---|---|
| Degradación / año | 2,1 %* | 0,3 % | 3,0 % |
| Vida útil | 14 años | 25 años | 10 años |
| Eficiencia CA-CA | 87 % | 81 % | 85 % |
| LCOE (EUR / MWh) | 110 | 104 | 127 |
| TIR | 10,5 % | 9,5 % | 7,2 % |
| VPN (Caso de referencia, kEUR) | 2.802 | 5.076 | 601 |
* KPMG AG, Investment Case Estacionario de Baterías, feb. 2026 (kpmg.com/de). Caso de referencia: 10 MW / 40 MWh, 2 VZ/día, WACC 6 %. A título indicativo.
LFP vs. ZnBr: por qué ambas métricas deben leerse juntas
LFP tiene la TIR más alta (10,5 %): capital reducido, amortización rápida. ZnBr tiene el VAN más alto (5.076 kEUR): flujos de caja estables durante 25 años, el LCOS más bajo. La elección de la tecnología depende de si se desea maximizar la eficiencia del capital o el valor actual neto absoluto. CUBE CONCEPTS compara ambos escenarios en una reunión con total transparencia.
Ingresos de FTM: Datos de mercado 2021–2025
| Producto | Banda de ingresos 2021–2025 | Característica |
|---|---|---|
| FCR (Reserva de frecuencia de contención) | 110.000–200.000 € / MW / año | Precio de potencia por disponibilidad. Acceso directo a partir de 1 MW. FCR 2025 a la baja.* |
| aFRR positivo | 98.000–150.000 € / MW / año | aFRR +40 % respecto al año anterior (ISEA RWTH 2025)*. Prestación completa en un plazo de 5 minutos. |
| aFRR negativo | 88.000–145.000 € / MW / año | Se requiere implementación simétrica. |
** regelleistung.net / Centro de datos ÜNB · Índice de ingresos de baterías de ISEA, RWTH Aachen, 2025
Objeción: „Cuanto más nos informamos, más inseguros nos ponemos. Cada uno hace los cálculos de manera diferente.“
Esto no es un problema de conocimiento, sino de transparencia. Cada proveedor optimiza su cálculo para su propia oferta, no para su decisión. Quien está vinculado a un fabricante calcula con sus sistemas. Quien comercializa basándose en un grupo, calcula con su cartera. El único ancla en la que puede confiar: un cálculo basado en sus datos de perfil de carga; abierto, comprensible, antes de que se comprometa.
Objeción: „Preferimos esperar todavía“.“
Quien espera, no pierde la tecnología. Pierde el 4 de agosto de 2029. La exención de peajes de red del §118 no se puede adquirir con carácter retroactivo: ni adenda, ni solicitud de excepción, ni ventana de transición. Lo que hay más allá cuesta de forma permanente. Con una conexión a la red existente, la planificación suele durar entre 6 y 12 meses; en caso de una nueva construcción, una media de 40 meses. El momento de actuar es ahora.
06 — Regulación
¿Qué ventanas regulatorias se cierran para 2029 y qué significa eso para su decisión?
La tecnología está madura. La viabilidad económica está demostrada. Lo que se estrecha son las condiciones marco. Cuatro plazos hasta 2029, cada uno con una consecuencia concreta en caso de incumplimiento.
El § 118, párr. 6 de la EnWG garantiza a las empresas que entren en funcionamiento a más tardar el 4 de agosto de 2029 una exención total de los peajes de acceso a la red durante 20 años sobre la electricidad cargada; no se puede adquirir con carácter retroactivo.
Desde el 1 de abril de 2025
§14a EnWG — Tarifas de red variables en el tiempo
Todos los operadores de redes de distribución están obligados desde el 1 de abril de 2025 a ofrecer tarifas de red variables en el tiempo. Las baterías con control en tiempo real se benefician estructuralmente de las señales de tarifas más económicas. Quien llegue tarde: sin acceso a este potencial de optimización.
Mediados de 2026
MiSPeL — Fomento de EEG + FTM (sin instrumento de tarifa de red §19)
Funcionamiento simultáneo de BTM+FTM para instalaciones de EEG sin pérdida de retribución. Nueva opción de delimitación §19 3b EEG. MiSPeL es una resolución de la EEG — no un privilegio de peaje de red del §19. Quien llegue tarde: Se pierde la combinación multiuso más atractiva para ubicaciones de co-ubicación.
Plazo de solicitud: 30 de septiembre de 2028 · Validez hasta el 31/12/2028
§ 19 párr. 2 frase 1 de la Ordenanza sobre Tarifas de Red Eléctrica (StromNEV) — Utilización atípica de la red
Cumplimiento de la normativa HLZ: reducción de las tarifas de red de hasta 80 %. El sistema de almacenamiento en batería permite planificar la justificación. Nota: La BK4-22-089 se refiere exclusivamente al artículo 19, apartado 2, frase 1 (carga en banda) —caduca el 31 de diciembre de 2025—. El artículo 19, apartado 2, frase 1 (atípico) es totalmente independiente de ello. Quien se retrase: perderá de forma permanente el privilegio individual en la tarifa de red.
A partir del 1 de enero de 2029
AgNes (BNetzA BGK-25-01-1#3) — sucesor del §19
Sustituye el artículo 19 por señales dinámicas de tarifas de red basadas en la curva de carga. Se da preferencia estructural a los sistemas de almacenamiento controlados. CUBE EfficiencyUnit está diseñado para AgNes. Quien llegue tarde: los perfiles de consumo no controlados pagan tarifas estructuralmente más elevadas.
4 de agosto de 2029 — PLAZO CRÍTICO
§ 118, párr. 6 de la EnWG: 20 años de exención de tarifas de red
Puesta en servicio (IBN) hasta esta fecha: 20 años de exención total de peajes de red sobre la electricidad cargada (hasta 7 ct/kWh). No adquirible con carácter retroactivo. Según KPMG, la prórroga es expresamente incierta. En caso de conexión existente: de 6 a 12 meses de plazo de planificación. En caso de conexión nueva: un promedio de 40 meses (ECO STOR / pv-magazine, feb. de 2026)*. Conexiones a la red según el principio de orden de llegada (§ 17 EnWG) — sin prioridad legal. Quien llegue tarde: pagará peajes de red de forma permanente, durante todo el tiempo de funcionamiento.
*** §118 párr. 6 EnWG · §19 párr. 2 p. 1 StromNEV · BNetzA BGK-25-01-1#3 • Determinación MiSPeL de la BNetzA • KPMG AG, febrero de 2026 • ECO STOR / pv-magazine.de, feb. 2026
07 — El modelo CUBE
¿Qué es la CUBE Profit Flex Solution (CPFS)?
El sistema se autofinancia: los ingresos por FTM amortizan el almacenamiento en un plazo de 2 a 4 años. A partir de entonces, todos los ahorros serán para usted, ya sea mediante el modelo Contracting o mediante compra.
Operación FTM
FCR, aFRR, mFRR como canal complementario, arbitraje en el mercado spot: totalmente automático, sin intervención operativa.
→ Los ingresos por FTM amortizan el sistema
Duración típica: 2–4 años
Operación BTM
Peak Shaving, art. 19, apdo. 2, párr. 1, optimización del autoconsumo — tras la amortización.
Reducir permanentemente los peajes de red
después de la amortización de la fase I
Traje completo
FTM + BTM simultáneamente: CUBE EfficiencyUnit coordina la energía de regulación, el recorte de picos y el artículo 19 en tiempo real.
→ Pila de valor máxima
CUBE sigue siendo socio de O&M
La lógica de fases se aplica a CPFS BESS Contracting. I'm Compra de CPFS BESS comience directamente en pleno funcionamiento — todos los ingresos para usted de inmediato.
Su camino hacia el almacenamiento por batería
Ambas variantes: licitación independiente del fabricante con mín. 3 ofertas, evaluadas según LCOS, sin dependencia de proveedor — y ambos según CISAF Rn. 121 reconocida como contrapartida por el precio de la electricidad industrial.
08 — Desarrollo del proyecto
¿Cómo se desarrolla un proyecto BESS con CUBE CONCEPTS, desde la consulta hasta la puesta en marcha?
Desde el análisis de la ubicación hasta la puesta en servicio, el proceso suele durar entre 6 y 12 meses cuando ya existe una conexión a la red. A continuación se describe el proceso en ocho pasos.
01
Primera consulta y recogida de datos
Conexión a la red, tarifa eléctrica, datos de curva de carga, instalaciones de generación existentes (fotovoltaica, cogeneración), infraestructura de recarga, objetivos ESG. Consumo eléctrico anual, incluidos los valores de 15 minutos.
02
Análisis de ubicación y simulación
CUBE BatterySizer simula más de 250 variantes de funcionamiento. Resultado: las configuraciones más rentables con escenarios BTM, FTM y de uso múltiple, en rangos, no como una previsión idealizada.
03
Caso de negocio de libro abierto
Cálculo de rentabilidad con cálculo de CAPEX/OPEX, modelo de financiación, escenarios de amortización. Todas las hipótesis transparentes: no es una posición de negociación, sino una base de trabajo.
04
Convocatoria del fabricante
Al menos tres ofertas, independientes del fabricante. Evaluación según LCOS, no según precio de compra. Comparación de sistemas que incluya certificados de homologación y concepto de servicio.
05
Firma del contrato y financiación
Contracting o compra (CPFS BESS compra). Compatible con las NIIF, opción fuera de balance. Responsabilidades claramente definidas.
06
Planificación y aprobación
Derecho urbanístico, concepto de protección contra incendios, procedimiento de conexión a la red, subvenciones para costes de construcción. CUBE coordina a todos los planificadores especializados y operadores de red: un solo interlocutor.
4 a 8 meses
07
Instalación y puesta en marcha
Entrega "llave en mano". Conexión a la red, aceptación de la red, operación de prueba. Documentación de instalación completa. Sin componentes de caja negra.
08
O&M — Operación y Mantenimiento
CUBE EfficiencyUnit funciona de forma totalmente automática. Supervisión, mantenimiento y asistencia técnica a cargo de CUBE CONCEPTS, como gestor a largo plazo.
En curso
Primera consulta hasta puesta en servicio con conexión a la red existente: típicamente de 6 a 12 meses. Nueva conexión: un promedio de 40 meses.
09 — Seguridad
¿Qué debe ser capaz de hacer un almacenamiento industrial seguro y dónde empieza realmente la seguridad?
La seguridad no empieza por el concepto de borrado. Empieza por la selección de componentes, el proceso de licitación y la documentación de instalación. CUBE CONCEPTS exige pruebas de certificación completas, no sistemas de caja negra.
7 causas de la fuga térmica
- Defecto de celda/producción: defectos en el separador, cortocircuitos internos
- Fallos del BMS: sobrecarga, sobredescarga, puntos calientes no detectados
- Sobrecarga / Defectos en la electrónica de potencia y el cableado
- Concepto insuficiente de refrigeración y ventilación — acumulación de calor
- Falta de barreras cortafuegos, separación entre módulos/racks demasiado estrecha
- Daños mecánicos con fallo celular retardado
- Mantenimiento deficiente, falta de procesos de inspección
Durante un incendio de litio, el material del cátodo genera oxígeno; prevenir la fuga térmica (thermal runaway) es prioritario frente a la extinción.
Certificaciones obligatorias para almacenamiento industrial
- UL 9540APrueba de seguridad para BESS estacionario
- IEC 62619Pruebas de seguridad de celdas de ion de litio
- IEC 62620Celdas industriales de rendimiento y vida útil
- UL 1973Norma de seguridad para sistemas estacionarios
- UN 38.3Seguridad en el transporte de baterías de litio
- Normativa UE de baterías 2023/1542Seguridad de los productos de la UE
- BetrSichV / VDEOperaciones y Seguridad Laboral (DE)
Referencias
Clientes seleccionados de la red de proyectos de CUBE CONCEPTS
Entre nuestros clientes: empresas de primer nivel de la automoción, el acero y la industria, con estrictos requisitos de las NIIF y de gobernanza. Fotovoltaica y almacenamiento en baterías, realizados en toda Europa. Sobre la misma base.
Soluciones de gestión térmica DE
Instalación fotovoltaica en funcionamiento desde 2025. BESS en el CPFS BESS Contracting — en preparación (2026).
Leer artículoEjemplo de proyecto anónimo: Proveedor de automoción, 2 MW / 4 MWh, exención del § 118 asegurada, puesta en marcha en el cuarto trimestre de 2024.
* KPMG AG, Caso de inversión: Sistema de almacenamiento de energía en baterías estacionarias, febrero de 2026. kpmg.com ↗
Preguntas frecuentes
Preguntas frecuentes sobre sistemas de almacenamiento en batería para tomadores de decisiones
La capacidad libre de conexión a la red es el activo propiamente dicho en el modelo operativo CPFS (variante Contracting). CUBE CONCEPTS gestiona el almacenamiento como un activo del mercado FTM en su conexión: FCR, aFRR, mFRR (canal complementario), arbitraje en el mercado al contado. De forma totalmente automática, sin intervención operativa. Usted se beneficia de los ingresos según el principio de «libro abierto». Al mismo tiempo: más de 720 GW de solicitudes de conexión a la red pendientes frente a solo 78 GW de capacidad comprometida (KPMG AG, febrero de 2026); quien disponga hoy de una conexión libre cuenta con una ventaja estratégica.
CPFS en el modelo Contracting: 0 € de inversión propia. CUBE CONCEPTS se hace cargo de toda la inversión, instala y gestiona el sistema de almacenamiento. Ustedes proporcionan el espacio y el acceso a la red. Los ingresos por FTM se reparten según el principio de «libros abiertos». Amortización habitual: de 2 a 4 años a través de los ingresos por FTM; a continuación, se pasa al funcionamiento en modo BTM (reducción de picos, artículo 19, autoconsumo) y a la combinación completa de FTM+BTM. Opción fuera de balance disponible, compatible con las NIIF.
Sí — completamente. La operación FTM (energía de regulación, arbitraje, comercialización de conexión a la red) es completamente independiente de la fotovoltaica. El *peak shaving* (recorte de picos) y el §19 Abs. 2 Satz 1 Atypik también funcionan sin fotovoltaica. Una instalación fotovoltaica existente aumenta considerablemente el potencial BTM y permite, a partir de MiSPeL (mediados de 2026), la operación combinada FTM+BTM sin pérdida de la retribución del EEG. Pero: la fotovoltaica no es un requisito.
CUBE CONCEPTS realiza proyectos a partir de 750 kW / 1500 kWh, el ámbito en el que la comercialización FTM y el uso múltiple son rentables. Energía de regulación (FCR, aFRR, mFRR): acceso directo a partir de 1 MW, agregación a partir de 750 kW. La rentabilidad real depende de tres parámetros: conexión a la red, perfil de carga (valores de 15 minutos) y estructura de precios. El CUBE BatterySizer simula más de 250 variantes basándose en sus datos reales, de forma gratuita y sin compromiso.
§ 19 párr. 2 frase 1 de la Ordenanza alemana sobre tarifas de acceso a las redes eléctricas (StromNEV) (uso atípico de la red) expira con el año de facturación 2028 (último plazo de solicitud: 30 de septiembre de 2028). A partir del 01.01.2029 entra en vigor AgNes (BNetzA BGK-25-01-1#3) entra en vigor y sustituye el artículo 19 por señales de tarifas de red dinámicas basadas en la curva de carga. Se da preferencia estructural a los sistemas de almacenamiento controlados con gestión de previsiones en tiempo real. El CUBE EfficiencyUnit está diseñado para AgNes.
§ 118, párr. 6 de la EnWG: Puesta en marcha hasta el 4 de agosto de 2029 = 20 años de exención total de peajes de acceso a la red sobre la electricidad cargada (hasta 7 ct/kWh). No adquirible con carácter retroactivo. Quien entre en funcionamiento después de la fecha límite pagará permanentemente peajes de red durante todo el tiempo de operación. En el caso de un almacenamiento típico de 1 MW, esto equivale a unos ~16.000–25.000 € al mes de ventaja en peajes de red perdida de forma permanente (KPMG AG, feb. de 2026). Con una conexión existente: típicamente de 6 a 12 meses de plazo de planificación. Con una conexión nueva: 40 meses.
LCOS (coste nivelado de almacenamiento): coste total a lo largo de la vida útil dividido entre la cantidad total de energía suministrada en MWh. LFP: 110 EUR/MWh, ZnBr: 104 EUR/MWh, NIB (batería de iones de sodio): 127 EUR/MWh (KPMG, febrero de 2026). Dos ofertas con el mismo precio de compra pueden presentar un LCOS considerablemente diferente, debido a la tasa de degradación (LFP: 2,1 %/año), la eficiencia y la vida útil. CUBE CONCEPTS evalúa todas las ofertas de los fabricantes según el LCOS, independientemente del fabricante.
Hoy en día, los operadores de emplazamientos de PV+BESS deben elegir: retribución de la EEG o comercialización FTM. A partir de MiSPeL (mediados de 2026): operación simultánea BTM+FTM sin pérdida de la retribución de la EEG. Nueva opción de delimitación §19 3b EEG. Requisito: comercialización directa y medición con precisión de un cuarto de hora. Importante: MiSPeL es una disposición de la EEG, no un privilegio de tarifa de red del §19. Para los emplazamientos de PV+BESS, esto abre una dimensión de ingresos completamente nueva.
Degradación de LFP: 2,1 %/año (KPMG AG, «Investment Case: Almacenamiento estacionario en baterías», febrero de 2026). Este valor se tiene en cuenta explícitamente en el LCOS y la TIR. Nunca 1–2 % ni 1,5–2 %: el valor de KPMG es el único valor de referencia fiable. El cálculo «a libro abierto» muestra la evolución de la degradación a lo largo de toda la vida útil, de forma transparente y antes de la firma del contrato.
Tres cosas son suficientes para empezar: documentación de la conexión a la red (potencia, nivel de tensión), consumo eléctrico anual y datos de la curva de carga de los últimos 12 meses como valores de 15 minutos. A partir de esto, el CUBE BatterySizer simula más de 250 variantes de funcionamiento y muestra si un sistema de almacenamiento de batería es rentable en su ubicación y cómo lograrlo. Gratuito, sin compromiso y sin obligación.
Consulta inicial gratuita
Analizar la curva de carga: en 30 minutos a una primera estimación fiable
CUBE CONCEPTS analiza la conexión a la red, el perfil de carga y la estructura de precios, y simula en más de 250 variantes qué estrategia operativa resulta económicamente viable para su ubicación. Independiente del fabricante. A libro abierto. Sin inversión propia, si así lo desea.
Solicitar análisis de ubicación →§ 118 párr. 6 EnWG — Plazo de puesta en marcha: 4 de agosto de 2029 · La planificación dura de 6 a 12 meses (conexión existente)
Gratis · sin compromiso · Conversación inicial basada en sus datos de curva de carga
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