Baterías de uso múltiple: Más ciclos ≠ más ingresos. La lógica de control es lo que decide.
Tres canales de generación simultáneos en una misma plataforma: comercialización de FTM en energía regulada y mercado spot, optimización de BTM contra picos de carga y tarifas de red, co-ubicación y autoconsumo según MiSpeL (desde octubre de 2026). La plataforma es multiusos. La gestión está optimizada para multiuso. La diferencia radica en el EMS, no en la célula.
01 – Modelado real
320.100 € de flujo de caja en el escenario «AgNes guiado por precios» – 1,5 años de amortización. Statu quo: 97.200 €.
Modelado CUBE-CONCEPTS en un emplazamiento industrial real en Sajonia. BESS de 1 MW / 2 MWh, 1.895 kWp FV existente, 6.795 MWh de consumo anual, pico de carga de 1.284 kW, factura de peajes de red de aprox. 310 mil €/año. Modelado en tres constelaciones regulatorias sobre datos de carga reales de media hora.
El statu quo (StromNEV 2026)
97.200 €
Flujo de caja anual total
Szenario AgNes en red
226.500 €
Flujo de caja anual total
Precio de AgNes en fase de lanzamiento
320.100 €
Flujo de caja anual total
La configuración regulatoria determina el nivel de manipulación; el uso múltiple lo hace utilizable. Fator de 3,3 entre la parte inferior y la parte superior de la escala – con la misma hardware, la misma gestión y el mismo lugar.
¿Qué significan las tres constelaciones? Status quo (StromNEV 2026): La actual regulación con el artículo 19 es atípica y será válida hasta el 31 de diciembre de 2028. Los dos escenarios AgNes forman los modelos B (gestionado por la red: el almacenamiento responde a los indicadores de carga de la red) y A (gestionado por el precio: el almacenamiento responde a los precios del mercado spot) del documento de debate del BNetzA de 24 de septiembre de 2025. En cambio, el proyecto de reglamentación del 6 de agosto de 2026 prevé un precio de capacidad para la capacidad contratada, no una continuación de la utilización atípica de la red y descuentos solo contra la flexibilidad sistémica. Por lo tanto, los escenarios muestran una gama de opciones; CUBE CONCEPTS las reevaluará con la finalización de la regulación (prevista para finales de 2026).
Fuente: CUBE-CONCEPTS Modelado de carga de grupos electrógenos abril de 2026 · Documento de debate de BNetzA 24.09.2025 (modelo A/B) · Puntos de referencia de BNetzA Tarifas por almacenamiento de energía 16.01.2026 y tarifas por suministro de energía 17.02.2026 (AgNes, GBK-25-01-1#3) · BNetzA, proyecto de reglamentación de AgNes del 06.08.2026 · KPMG AG, caso de inversión: almacenamiento de energía estacionario, febrero de 2026 (presuposiciones)
02 – Lo que encontrará en esta página
Cuatro niveles de profundidad sobre el uso múltiple
La pregunta de uso múltiple tiene cuatro puntos de partida útiles – dependiendo de si entiende la mecánica de control, si puede comprender la rentabilidad, si conoce los mecanismos regulatorios o si quiere comparar los modelos de negocio.
¿Cómo la gestión EMS resuelve automáticamente tres conflictos diarios: FCR vs. peak shaving, arbitraje vs. §19, umbral de ciclo?.
Cascada de ingresos: 200–300 k€ FTM bruto − OPEX = 145–245 k€ netos/MW. Cálculo comparativo de KPMG con 10 MW: LFP 10,5 % TIR / 2.802 kEUR VAN, ZnBr 9,5 % TIR / 5.076 kEUR VAN. Programa de inversión inmediata: 30 % de amortización degresiva para todos, más un 40 % de amortización especial con beneficios de hasta 200.000 €.
Art. 118, apartado 6, del EnWG, Art. 19 de StromNEV/AgNes, MiSpeL, Ley de modificación del EEG de 2027, Ley Solarspitzengesetz, Art. 11c del EnWG (almacenamiento = interés público superior), privilegio al aire libre en virtud del artículo 35 del BauGB.
0 € de CapEx en el contracting con un 25 % de participación en los beneficios para el cliente – o inversión completa con el 100 % de los ingresos en la compra.
03 – Logica de control
¿Cómo resuelve el controlador tres conflictos diarios automáticamente?
Multi-Use suena simple. En la práctica, surgen tres conflictos diarios que deben resolverse sin intervención de producción y de forma totalmente automática.
Disponibilidad de FCR vs. Capacidad de Peak-Shaving
El FCR requiere una ~50 % SoC constante – esto consume capacidad que no está disponible para el shaving de pico. La CUBE EfficiencyUnit prioriza de forma diaria, basándose en ventanas de HLZ, la previsión de carga y el precio de mercado. El FCR causa solo ~0,3 ciclos completos por día – una baja degradación con una contribución significativa a los ingresos.
Ventana de arbitraje frente al § 19, apartado 2, frase 1 del cumplimiento de la HLZ
Las fases de carga económicas chocan con los horarios de máxima carga (HLZF) del operador de red. El §19-Atypik requiere que la carga máxima en los HLZF sea significativamente inferior a la máxima anual; cargar desde la red durante los HLZF pone en peligro esta condición. CUBE EfficiencyUnit conoce todos los horarios de carga máxima y bloquea automáticamente los procesos de carga. La verificación es directamente exportable. Fecha límite: 30 de junio del año siguiente.
Umbral del ciclo: ¿Cuándo no vale la pena un ciclo?
Si el margen de precio es inferior a los costes proporcionales del ciclo (degradación + OPEX), el ciclo reduce el margen total. El CUBE EfficiencyUnit calcula el umbral de forma dinámica y solo ejecuta los ciclos rentables. Esa es la diferencia entre «apto para uso múltiple» y «optimizado para uso múltiple».
Capaz de uso múltiple vs. Optimizado para uso múltiple
Reclamación de hardware
El sistema es técnicamente capaz de varios modos de operación. Conmutación manual. Sin resolución automática de conflictos. Actualización manual de HLZ. FCR y peak shaving no se coordinan simultáneamente. El cumplimiento del §19 depende de las decisiones del operador.
CUBE EfficiencyUnit
Priorización automática en tiempo real de todos los canales de ingresos. Pantalla HLZ actualizada diariamente. Valor de umbral cíclico calculado dinámicamente. Punto de retención FCR SoC + capacidad de pico simultánea. Documentación automática de conformidad con la §19. A partir de 2029: Controlado según la capacidad solicitada en la misma plataforma que AgNes.
Cronograma ilustrativo de un sistema de almacenamiento de baterías de uso múltiple
Precios bajos en bolsa. Carga para arbitraje. Disponibilidad FCR en paralelo con un 50 % de SoC.
Aumento de la carga en la red. Comprobar §19-HLZ. Descarga parcial para la disponibilidad de nivelación de picos.
Ventana HLZ activa. Descarga en picos de carga. Cumplimiento del §19 garantizado automáticamente.
Con PV: Optimización del autoconsumo. Sin PV: ventanillas de precios favorables para la recarga.
Peak Shaving + Arbitrage Discharge. HLZ suspended – §19 compliance active.
Disponibilidad de energía de regulación. 50 % SoC. Se está elaborando la documentación anual prevista en el artículo 19.
Rutina diaria más dinámica – el control real es específico del lugar y responde en tiempo real a los senales del mercado y de la red. CUBE EfficiencyUnit toma todas las decisiones de priorización de forma totalmente automatizada.
Comprobación de la lógica de control: ¿Cuánto está dejando su instalación inactivo hoy?
04 – Tres fases y trayectoria
Del funcionamiento FTM desde el primer día al uso múltiple completo
El uso múltiple no es un Big Bang, sino una escalada regulada de la monetización. Tres fases en un mismo activo sin cambios de hardware.
FTM y BTM combinados
FTM: FCR + aFRR + mFRR como canal complementario + arbitraje en el mercado diario a través de un agregador de primer nivel. BTM: Peak Shaving (recorte de picos) frente al término de potencia y el § 19, apdo. 2, frase 1 de la StromNEV (hasta el 31/12/2028). Totalmente automático, sin intervención operativa.
→ Ingresos FTM de 200 a 300 k€/MW/año + efecto palanca BTM
PV-Co-Location sumado
Con MiSpeL: almacenamiento híbrido (PV + red) sin pérdida de la subvención EEG según el artículo 19, apartado 3b, de la EEG. Los centros fotovoltaicos podrán combinar por primera vez arbitraje y suministro de energía a la red, sin el antiguo "o bien/o bien".
→ Autoconsumo + FTM sin pérdida
Nueva tipología de tarifas de redes
La StromNEV expira el 31 de diciembre de 2028; AgNes la sustituirá. Según el proyecto del 6 de agosto de 2026, los clientes industriales pagan un precio por la capacidad contratada, pero el costo de obtener dicha capacidad es de 2 a 3,5 veces el costo de la energía. Los sistemas de almacenamiento colocalizados pagan un pago conjunto con la instalación; las cantidades que se transfieren y se devuelven a la red están exentas del precio de la energía una vez que se haya realizado la medición.
→ El almacenamiento mantiene el nivel de carga por debajo de la capacidad solicitada
Trayectoria regulatoria 2025–2029
Los cambios regulatorios de 2025-2029 no actúan aisladamente, sino como una desviación de la entrada a la generación propia. La mayoría de los mecanismos de presión favorecen la multifuncionalidad; el fin de la utilización atípica de la red en 2028 desplaza el mecanismo de presión de los períodos de máxima demanda a la capacidad contratada.
| Momento | Hebel | Impacto en uso múltiple |
|---|---|---|
| desde el 25.02.2025 | Ley de picos solares (Solarspitzengesetz) | Las nuevas instalaciones fotovoltaicas no reciben compensación por la EEG a precios negativos; en 2025 hubo 573 horas con precios al por mayor negativos. Los centros fotovoltaicos garantizan su viabilidad económica con la energía almacenada. |
| 18.07.2025 | Programa de inversión inmediata | BGBl. 2025 I n.º 161: amortización degresiva de hasta el 30 % (§7 apdo. 2 EStG) para todas las empresas, para adquisiciones del 1.7.2025 al 31.12.2027; combinable con la amortización especial existente según el §7g apdo. 5 EStG (hasta el 40 %) con un beneficio del año anterior de hasta 200.000 €. |
| 23.12.2025 | EnWG y BauGB en versión revisada | Art. 11c EnWG: Las instalaciones de almacenamiento de energía son de interés público superior. Art. 35, apartado 1, letras 11 y 12 del BauGB otorga privilegios a los sistemas de almacenamiento de energía en el exterior: en un contexto espacial y funcional con una instalación de EE ya existente o a partir de 4 MW, a una distancia máxima de 200 m de una subestación transformadora o de una central eléctrica de 50 MW o más. Desde diciembre de 2025, la exención del § 118 también se aplica a la retroalimentación parcial. |
| 1er trimestre de 2026 | Puntos de orientación AgNes | BNetzA (GBK-25-01-1#3) publica puntos de referencia sobre los derechos de almacenamiento (16.01.2026) y los derechos de entrada en la red (17.02.2026). |
| 16.04.2026 | Precio industrial de la electricidad | Autorización de la UE (SA.120495). Beneficiarios: sectores de la sublista 1 de las KUEBLL, según el BMWE 91 sectores y subsectores. Reinvertir al menos el 50 % del importe concedido en un plazo de 48 meses; el almacenamiento de energía se menciona expresamente. Bonificación del 10 % si el 80 % de la obligación se destina a flexibilidad de la demanda. |
| 29.07.2026 | EEG-Novelle 2027 | Decisión del gabinete, BT-Drs. 21/7867: Obligación de comercialización directa para nuevas instalaciones (en etapas), limitación permanente de la entrada de energía a 50 % para los sistemas fotovoltaicos de edificios menores a 100 kW, contratos de diferencia bidireccionales a partir de 100 kW. No aún aprobada, prevista para el 1 de enero de 2027. El autoconsumo con almacenamiento cobra importancia. |
| 06.08.2026 | Proyecto de reglamentación de AgNes | Precio de la capacidad sobre la capacidad solicitada, sin seguimiento a la atípica. Los nuevos sistemas de almacenamiento conectados a la red pagan un cargo por capacidad a partir de 2029 (estimación BNetzA: 4–7 €/kW y año), sin coste por trabajo. Exención según §118-B para nuevos proyectos solo en caso de decisión de inversión antes de la publicación de la determinación. |
| 01.10.2026 | determinación MiSpeL | Almacenamiento híbrido (energía eólica y energía eléctrica del sistema) sin pérdida de la subvención EEG según el artículo 19, apartado 3b, del EEG; hasta el 30 de septiembre de 2027, con el consentimiento del operador de las estaciones de medición y de la red eléctrica. |
| 31.12.2026 | Artículo 118-Fecha límite (proyecto) | Último día para la decisión final de inversión para garantizar la liberación de 20 años según el artículo 118, apartado 6, del EnWG; la publicación de la decisión de AgNes está prevista para el 1 de enero de 2027. |
| 01.01.2029 | Iniciación de AgNes | StromNEV queda en vigor, se aplica la nueva estructura de tarifas de red. Rebajas transitorias para los usuarios existentes hasta finales de 2031 (proyecto). |
| 04.08.2029 | §118-IBN-Frist | Último día de puesta en servicio para la liberación de los recargos de red de 20 años en el cobro de la electricidad, en la medida en que se recupere (artículo 118, apartado 6, del EnWG). |
Fuente: BNetzA, proyecto de reglamentación del AgNes del 06.08.2026 · Puntos de referencia de la BNetzA del 16.01.2026 y del 17.02.2026 · BNetzA/SMARD, del 20.08.2026 · BGBl. 2025 I, n.º 161 · §11c EnWG · §35 BauGB · BT-Drs. 21/7867 · BMWE, comunicado de prensa del 16.04.2026 · BNetzA, MiSpeL-Determinación
05 – Caso de inversión
¿Cómo se convierten 200–300 k€ de ingresos brutos en 145–245 k€ netos de FTM?
Los ingresos multiusos no son ingresos brutos. Los costos de comercialización y los gastos operativos fijos deben deducirse antes de que los ingresos netos aparezcan en el caso de inversión.
Ingresos brutos de FTM de 200 a 300 k€/MW/año y OPEX de alrededor de 55 k€/MW/año, incluyendo la comercialización: Valores orientativos de CUBE CONCEPTS para FTM de uso múltiple (FCR, aFRR, mFRR, Arbitrage). Para comparación: Según el ISEA Battery Revenue Index, el potencial de ingresos transfronterizos de un acumulador de 2 horas era de alrededor de 259.000 €/MW en 2025 (2024: alrededor de 309.000 €/MW). Los ingresos concretos dependen en gran medida del lugar de instalación, el comercializador y la fase del mercado; es necesaria una modelización específica para cada ubicación. Fuente: Índice de ingresos de las baterías ISEA, vía pv magazine 23.01.2026.
Cálculo comparativo de KPMG – almacenamiento estacionario en baterías
Supuestos del cálculo comparativo simplificado: BESS de 10 MW, perfil de 4 h (40 MWh), 2 ciclos completos/día, venta a 140 €/MWh, compra a 30 €/MWh, 10 % de costes de comercialización, WACC 6 % (real), inversión de 250 €/kWh (LFP), 360 €/kWh (ZnBr), 275 €/kWh (NIB), vida útil de 14, 25 y 10 años respectivamente. Comparación de las tres tecnologías principales.
10,5 %
TIR LFP
VAN 2.802 kEUR · TIR más alta
9,5 %
IRR ZnBr
NPV 5.076 kEUR · Nivel máximo de NPV
110
LCOS LFP €/MWh
Objetivo mínimo por ciclo
104
LCOS ZnBr €/MWh
El LCOS más bajo
Fuente: KPMG AG, „Caso de inversión: almacenamiento de baterías estacionario“, febrero de 2026 (figuras 5, 7, 9 y 10, pág. 18–21). LFP: NPV 2.802 kEUR, IRR 10,5 %. ZnBr: NPV 5.076 kEUR, IRR 9,5 %. NIB (batería de iones de sodio): NPV 601 kEUR, IRR 7,2 %. Valores relacionados con el proyecto (sin considerar la deuda) de una comparación de valores simplificada; los proyectos concretos pueden variar significativamente.
Rangos de CAPEX 2026
| Tamaño de la instalación | Configuración | Ancho de banda CAPEX | €/kWh |
|---|---|---|---|
| 1 MW | 2 MWh, Perfil de 2 horas | ~500.000 € | ~250 €/kWh |
| 5 MW | 10 MWh, perfil de 2 horas | 1,75–2,0 Mio. € | 175-200 €/kWh |
| 10 MW | 20 MWh, perfil de 2 horas | 3,5–4,0 mio. € | 175-200 €/kWh |
Normas orientativas CUBE CONCEPTS (Experiencia de proyectos 2025/2026), listas de precios terminadas, indicativas. Para comparación: el cálculo comparativo de KPMG establece 250 €/kWh para LFP (10 MW / 40 MWh).
Programa de inversión inmediata – palancas fiscales 2025–2027
Para las adquisiciones de BESS realizadas entre el 1 de julio de 2025 y el 31 de diciembre de 2027, se aplica la reducción progresiva de la plusvalía prevista en el programa de inversión inmediato. Esta reducción puede combinarse con la plusvalía especial existente según el artículo 7g del EStG, cuyo ámbito de aplicación es más restringido:
- 1. AfA decreciente hasta 30 % en el primer año (§7, apartado 2, EStG) – para todas las empresas, independientemente de su tamaño. Concretamente: hasta el triple de la AfA lineal, un máximo de 30 % de los costes de adquisición por año; en años siguientes, al valor de inventario final.
- 2. Artículo 7g, apartado 5, del EStG %, con un máximo de 40 distribuidos en hasta 5 años – solo para empresas con ganancias anuales anteriores de hasta 200.000 € (línea de ganancia uniforme desde el JStG 2020, artículo 7g, apartado 6, número 1 del EStG).
¿Qué significa esto para las empresas industriales? Los pymes y la gran industria, típicamente, solo utilizan la AfA decreciente (30 % en el primer año) por encima del umbral de 200.000 €. La combinación con la deducción % inicial del 70% solo se aplica si la empresa cumple con el umbral de ganancias. Se recomienda una verificación fiscal individualizada.
BESS se califica como activo económico móvil del patrimonio. Referencia: Boletín Oficial del Bundesrat (BGBl.) 2025 I, n.º 161, de 18 de julio de 2025; §7, apartado 2, EStG; §7g, apartado 5, en su versión modificada por el apartado 6 de dicho artículo. La información se proporciona con fines informativos; no constituye asesoramiento fiscal. Más información sobre el programa de inversión inmediato (contribución a las instalaciones fotovoltaicas) →
06 – Perfiles de ubicación
¿Qué combinación de ingresos se adapta a qué perfil de ubicación?
El uso múltiple no es una estrategia única. Lo que tiene sentido económico depende de la conexión a la red, el perfil de carga, la instalación fotovoltaica y el horizonte de planificación.
El pago por el uso de la energía se basa en la hora más alta del año de facturación: una sola punta determina los costos de energía del año completo. Cada kilovatio ahorrado en la punta de carga tiene un valor inmediato y medible. BTM va primero – añade FTM.
La capacidad de conexión a la red disponible es la puerta de entrada a los mercados de servicios de red. Sin la presión de los picos de carga, el FTF es inmediatamente la palanca más fuerte. FTM llega primero – BTM sigue en la fase III.
Primario: Reducción de picos (BTM)
§ 19 párr. 2 frase 1 de la StromNEV (hasta 2028) como palanca · FCR complementaria a partir de 1 MW de tamaño de sistema · Conexión principalmente en media tensión
Primario: aFRR + mFRR + Arbitraje (FTM)
200.000–300.000 €/MW/año Potencial de ingresos FTM · Consumo propio BTM en fase III – la capacidad de conexión libre es la entrada
Primario: Autoconsumo + Reducción de picos (BTM)
Desde MiSpeL (octubre de 2026): BTM + FTM combinados, operación híbrida sin pérdida de EEG según el artículo 19, apartado 3b del EEG
Reinvertir en BESS como ISP
Obligación de reinversión en el precio de la energía industrial: los sistemas de almacenamiento de energía son admisibles, y su implementación y financiación por parte de terceros también son permitidos, por lo tanto también en el caso de la energía solar. Contracting
07 – Modeles de negocio
Compra vs. Contracting – una decisión sobre el estilo de inversión y la distribución de los beneficios
Ambos modelos se pueden contabilizar como inversión en almacenamiento de energía en el precio del sector industrial; según el BAFA, un tercero también puede financiar la medida. Lo que diferencia las dos opciones es la estructura contractual, no la tecnología.
| Aspecto | BESS Contracting (CPFS) | Compra de BESS |
|---|---|---|
| CapEx del cliente | 0 € | inversión de capital (CAPEX-Backbone) |
| Rescatar al cliente | 25 % de los ingresos netos de mercado a partir del día 1 | 100 % de todos los ingresos y ahorros |
| Libera CUBE | 75 % de los ingresos netos de mercado | 0 % |
| Balance | Posible sin equilibrio (prueba según IFRS 16) | En Balance |
| Estructura del contrato | Contrato de Servicio y Participación en Beneficios | Contrato de compraventa + Contrato de mantenimiento |
| Reinversión en el precio de la energía industrial | ✓ aplicable: implementación por parte de terceros (manual del BAF, capítulo 3.5) | ✓ deducible: adquisición propia |
| Propiedad de hardware | Cubo | Cliente |
Ambos modelos se basan en el mismo fundamento: selección de hardware independiente del fabricante, cálculo abierto CUBE idéntico, lógica de fases de control idéntica. Lo que se diferencia es la estructura contractual –no la tecnología. Ambos modelos se pueden contabilizar como inversión en almacenamiento de energía en el precio de la corriente industrial.
08 – Cómo llega el concepto de uso múltiple al modelo de negocio
El Multi-Use no empieza en el almacenamiento, sino en la reserva no utilizada de la conexión a la red.
Cada emplazamiento industrial paga por la potencia de conexión reservada – término de potencia, cuota básica, tarifas de red. Según la experiencia de CUBE CONCEPTS, la mayoría de los emplazamientos solo utilizan el 30–50 % de ella. CPFS convierte esta reserva oculta en un canal de ingresos – sin inversión propia, sin riesgo de hardware, con un 25 % de participación en los beneficios para el cliente desde el primer día.
Conexión reservada
capacidad
hoy solo se utiliza entre el 30 y el 50 %
BESS Multiusos
FTM + BTM en un solo activo
Pila de redención
200–300 k€/MW/año bruto
La mayoría de los proveedores preguntan: «¿Cuánto puede invertir?» o «¿Qué tamaño tiene su cubierta?» Nosotros preguntamos: ¿Cuánta de su capacidad de conexión a la red reservada y ya pagada está hoy sin utilizar? Los sistemas de almacenamiento multifuncionales aprovechan exactamente esta reserva silenciosa, sin necesidad de solicitar nueva capacidad de conexión. Este es un verdadero beneficio: en 2025 solo se concedieron 8 % solicitudes de conexión para sistemas de almacenamiento de baterías en la red de distribución (BNetzA/SMARD).
09 – ¿Qué nos diferencia?
Tres puntos que diferencian a CUBE CONCEPTS de los fabricantes de hardware y de los proveedores a gran escala (utility-scale)
El mercado alemán de BESS se divide aproximadamente en dos campos: fabricantes de hardware que venden su propia tecnología y proveedores a escala de servicios públicos que suministran a fondos de inversión. CUBE CONCEPTS no es ninguna de las dos cosas.
Escribimos para cada proyecto – al menos 3 ofertas comparativas. Sin sistemas propietarios ni compromiso con un fabricante. La selección de hardware se basa en la demanda, no en el stock de catálogo.
Los fabricantes de hardware venden su propia tecnología; ese es su modelo de negocio.
Transparencia total de costos antes de firmar: CAPEX, OPEX, lógica de participación en los beneficios, costos de marketing. Sin precio fijo sin desglose. Usted ve lo que compra.
Las ofertas de precio fijo sin desglose son comunes en el mercado.
CPFS Contracting para clientes C&I: sin inversión propia, sin riesgo de hardware, el 25 % de los ingresos netos de mercado para el cliente desde el primer día – CUBE 75 %. En el precio industrial de la electricidad, el almacenamiento computa como reinversión, aunque lo financie CUBE.
Los proveedores de servicios de gran escala normalmente venden a fondos de inversión, no a empresas industriales.
Sobre la base de más de 150 proyectos energéticos realizados en toda Europa (hasta el momento, energía fotovoltaica). Precio de la energía industrial: Directiva del 27.04.2026 · Folleto de la BAFA sobre medidas de descarbonización, capítulo 3.5 · CISAF, art. 121–122.
10 – Palancas regulatorias 2026/2027
Seis palancas que transforman la rentabilidad del uso múltiple en 2026/2027
El uso múltiple no es una ley natural, sino el resultado de la regulación actual. Estos seis factores son los más importantes y no actúan de forma aislada, sino como una desviación coordinada.
§ 118 Apartado 6 de la Ley de Energía
Libertad para la energía eléctrica que se devuelve
20 años de exención de las tarifas de red sobre la electricidad consumida, en la medida en que se reinyecte; desde diciembre de 2025 también con reinyección parcial. Puesta en marcha hasta el 4 de agosto de 2029; según el proyecto AgNes, decisión de inversión antes del 1 de enero de 2027.
§ 19 Abs. 2 S. 1 StromNEV / AgNes
Atypik-Privileg → AgNes 2029
Hasta el 31.12.2028: descuento de hasta el 80 % si la carga máxima en las ventanas horarias de alta carga queda claramente por debajo de la carga máxima anual. A partir del 01.01.2029, según el borrador de AgNes: sin sucesor de la atipicidad, precio de capacidad sobre la capacidad contratada, consumo por encima a 2 a 3,5 veces el precio de la energía. Descuentos solo a cambio de flexibilidad útil para el sistema, por ejemplo con almacenamiento.
MiSpeL desde octubre de 2026
Almacenamiento híbrido sin pérdidas de EEG
Integración del mercado de almacenamiento y puntos de carga: funcionamiento simultáneo del EEG y comercialización de FTM sin pérdida de la subvención del EEG según el artículo 19, apartado 3b del EEG. Los centros fotovoltaicos podrán combinar por primera vez arbitraje y suministro de energía eléctrica al EEG.
Ley de la EEE de 2027 (proyecto de ley del gobierno)
Venta directa de nuevas instalaciones
Según BT-Drs. 21/7867: Obligación de comercialización directa para nuevas instalaciones (en etapas), limitación permanente de la entrada de energía a 50 % para los sistemas fotovoltaicos de edificios menores a 100 kW, contratos de diferencia bidireccionales a partir de 100 kW. No aún decidido, previsto a partir del 1.1.2027. Con la energía almacenada se puede aprovechar el propio suministro de energía fotovoltaica en lugar de limitarlo a la entrada.
Precio del suministro de energía industrial (aprobado el 16 de abril de 2026)
Obligación de reinversión
Al menos 50 % de la cantidad concedida dentro de los 48 meses en medidas para reducir los costos del sistema de energía; se menciona explícitamente la energía almacenada. Elegibles: Lista parcial de KUEBLL 1, según BMWE 91 sectores y subsectores. Un tercero puede ejecutar y financiar la medida; BESS Contracting es posible sin capEx de los clientes.
EnWG y BauGB en versión revisada en diciembre de 2025
§11c EnWG + §35 BauGB
§11c EnWG desde el 23.12.2025: Las instalaciones de almacenamiento de energía son de interés público superior y tienen prioridad en la evaluación de los bienes protegidos. §35 apartado 1, n.º 11 del BauGB: Los sistemas de almacenamiento de baterías están privilegiados en el contexto espacial y funcional de una instalación de EE existente en el exterior, el apartado 12 regula los sistemas de almacenamiento más grandes próximos a instalaciones de cobertura.
Fuente: §118, apartado 6, EnWG · §19, apartado 2, StromNEV · BNetzA, proyecto de reglamentación del 06.08.2026 · BNetzA, reglamentación MiSpeL · BT-Drs. 21/7867 · Directiva sobre el precio del suministro de energía industrial del 27.04.2026 · §11c EnWG · §35 BauGB
11 – Quien comercializa en el mercado
La comercialización FTM de uso múltiple se realiza a través de proveedores de reserva de balance precalificados
Solo proveedores precalificados por los operadores de redes de transporte pueden suministrar energía regulada (Balance Service Provider, BSP). Por lo tanto, los depósitos industriales se comercializan normalmente a través de un proveedor de este tipo que también opera en el mercado spot.
BESS industrial
Controlador CUBE-EfficiencyUnit
Agregador verticalmente integrado
Precalificación de BSP + algoritmos de trading
Multi-Markt en paralelo
Energía de regulación + EPEX-Spot
Según la lista de proveedores de operadores de redes de transmisión (al 8 de julio de 2026), en Alemania hay 44 empresas precalificadas para la reserva reguladora. Los principales agregadores operan sus propios algoritmos de trading, están precalificados ellos mismos (en lugar de recurrir a intermediarios) y comercializan simultáneamente en los mercados de energía de día por delante, intradía continuo y regulación. Esta integración vertical determina la diferencia de ingresos: aquellos que tienen su propia software, administran su propio conjunto de datos y están conectados directamente a los operadores de redes de transmisión obtienen un rendimiento superior a los participantes promedio del mercado.
El estándar CUBE-CONCEPTS requiere un agregador verticalmente integrado con precalificación BSP, propios algoritmos de trading y optimización multimarca comprobable. Una estructura de distribución de hardware pura sin precalificación o sin software de trading propio no logra alcanzar esta profundidad.
Fuente: Operador de la red de transmisión, regelleistung.net: Lista de proveedores Reserva reguladora (estado al 08.07.2026) y condiciones PQ según la directiva de la UE SO GL
12 – Seguridad y protección contra incendios
Significado de "Multiuso" en relación con la seguridad
Multi-Use aumenta la frecuencia de ciclos, pero no los requisitos de seguridad – estos son independientes del modo de operación y son tecnológicamente independientes del modo de operación de los sistemas de almacenamiento de LFP estacionarios.
Estabilidad térmica
Las celdas LFP (Litio-ferrofosfato) no contienen cobalto y son más estables térmicamente que otras químicas de iones de litio. Estándar para almacenamiento industrial estacionario.
Conceptos de protección contra incendios certificados por VdS
Sistemas estandarizados de extinción de incendios, protección contra sobretensiones y control de temperatura en soluciones de contenedores cerrados con clase de protección IP definida.
Integración de red conforme a las normas
VDE-AR-N 4110/4120 (alta y media tensión), IEC 62933-5-2 (seguridad de los sistemas de almacenamiento de energía), arquitectura de BMS redundante, protección contra rayos IEC 62305.
La gestión multifunción no afecta a la hardware de seguridad – el BMS, los sistemas de alarma de incendios y de extinción son independientes del modo de funcionamiento. Una instalación FCR y una instalación multifunción tienen las mismas exigencias de seguridad.
13 – Definición de conceptos
Multi-Use no es Multi-Market – por qué la distinción es económicamente decisiva
En el mercado alemán de BESS, los términos se utilizan a menudo indistintamente. En realidad, describen diferentes arquitecturas de ingresos con diferentes consecuencias económicas.
Multimercado
Pila de comercialización FTM (Front-of-the-Meter)
- Comercio del día anterior – Ofertas para el día siguiente
- Intradía Continuo – fluctuaciones de precios a corto plazo, con un margen de 5 minutos
- FCR (Potencia de regulación primaria) – ~0,3 ciclos completos/día
- aFRR + mFRR – Reserva de segundos/minutos
- Precios spot negativos – Arbitraje de carga en horas extras
Optimización pura para FTM – el almacenamiento está en la red pública, frente al contador de publicidad.
Multiusos
FTM + BTM en el mismo activo
- Todos los canales de ingresos multiespecíficos – FCR, aFRR, mFRR, Spot, Intraday
- Reducción de Picos (BTM) – contra el precio del servicio
- §19 Optimización de Atypik / AgNes – Reducción de los cargos por uso de la red
- Optimización del autoconsumo – con o sin instalación fotovoltaica
- Capacidad de operación autónoma / funcionamiento aislado – Seguridad de suministro
- Co-ubicación en MiSpeL – PV + BESS sin pérdida de EEG
Aplicaciones Multi-Market PLUS BTM en la misma instalación: este es el núcleo económico de Multi-Use.
Multi-Market es, por tanto, una subconjuntura de Multi-Use. El que gestione un almacén de Multi-Market solo utiliza el conmutador BTM; el BTM no se incluye en Peak Shaving, §19/AgNes Optimization y el consumo propio. La diferencia entre Multi-Market y Multi-Use es exactamente el stack BTM: significativo para instalaciones industriales con picos de carga, un conmutador regulador de la tarifa de red o una instalación de energía fotovoltaica.
14 – Precio del gas industrial en 2026
Precio de la energía industrial: cómo las empresas cumplen con la obligación de reinversión con un sistema de almacenamiento de energía
La Comisión Europea aprobó el precio industrial de la electricidad el 16.04.2026 (SA.120495). La reducción de cargas está vinculada a una obligación de reinversión conforme al marco de ayudas de la UE CISAF: al menos el 50 % del importe concedido se destina a medidas que reducen los costes del sistema eléctrico, incluido expresamente el almacenamiento de energía.
Elegibilidad – Sublista 1 de KUEBLL
Las entidades adjudicadoras en Alemania son aquellas pertenecientes a sectores con un alto riesgo de deslocalización (lista 1 del anexo I de la KUEBLL), según el BMWE 91, a sectores y subsectores con alrededor de 9.500 empresas potenciales, como el acero, la química, el aluminio, el papel y el vidrio. Otros sectores podrían ser añadidos según una decisión de la Comisión Europea.
Cálculo – 50 % sobre 50 %
Se subvenciona la mitad del consumo facturable de una instalación de recolección. El precio diferencial, en principio, es de 50 % del precio de referencia (promedio del futuro de EEX del año anterior); el precio final no debe ser inferior al precio objetivo de 5 ct/kWh. Para 2026: Precio de referencia 8,744 ct/kWh, precio diferencial 3,744 ct/kWh, con un bonus de alrededor de 4,1 ct/kWh. Periodos de facturación 2026 hasta 2028; solicitud para 2026 con efecto retroactivo en 2027 ante el BAFA (plazo 31 de marzo de 2027); pago en el año siguiente.
Obligación de reinversión – al menos 50 %
Al menos el 50% % del importe concedido debe invertirse en un plazo de 48 meses (técnicamente hasta 72): en la generación renovable (incluidas las nuevas PPAs), la eficiencia energética, la flexibilidad en la demanda (entre otras, almacenamiento de energía, electrificación, electrolizadores, gestión de cargas) o la infraestructura de red. Las medidas deben estar ubicadas en Alemania y no pueden recibir otra ayuda. La directiva menciona explícitamente „inversiones en sistemas de almacenamiento de energía“.
Bonus de flexibilidad – +10 %
Aquellos que al presentar su solicitud se comprometan a invertir al menos el 80% de % su inversión en flexibilidad demandante recibirán un bono de 10 %% del monto básico de los beneficios. Además, se invertirán 75% de % este bono en medidas de descarbonización. Un sistema de almacenamiento de energía también se considera flexibilidad: el BAFA cita como ejemplo un sistema de almacenamiento de energía que reduce los picos de carga, optimiza el consumo propio de la energía fotovoltaica o aprovecha las diferencias de precio en el mercado spot.
Cómo cumple el Contracting la obligación
En el BESS Contracting, CUBE CONCEPTS asume la inversión completa. Esto es permitido: según la normativa y el folleto informativo de la BAFA, un tercero puede llevar a cabo la medida, «no solo en términos materiales, sino también financieros». La medida no tiene que estar ubicada en el lugar de entrega solicitado, pero sí en Alemania. El solicitante sigue siendo responsable de la implementación y presenta los documentos y las autorizaciones del tercero. A petición del BAFA, este confirma previamente que una medida es elegible para la acreditación.
Fuente: Directiva sobre el precio de la energía industrial del 27.04.2026, BAnz AT del 06.05.2026, N.º 3.1, 4.1, 4.4, 5.1, 5.3 · Folleto de información de la BAFA sobre medidas de descarbonización, estado al 04.08.2026, Cap. 3.4–3.5 · BAFA, Precio de la energía industrial · BMWE, Comunicado de prensa del 16.04.2026 · Comisión Europea, CISAF, párrs. 121–123 · KUEBLL Anexo I, Lista parcial 1
15 – Referencias
Más de 150 proyectos energéticos realizados en toda Europa. Almacenamiento en baterías Tušimice con 50 MW / 100 MWh actualmente en construcción.
Empresas industriales seleccionadas para las que CUBE CONCEPTS ha realizado proyectos energéticos, hasta ahora en el ámbito fotovoltaico. Actualmente en construcción: almacenamiento en baterías Tušimice, 50 MW / 100 MWh, primera fase de ampliación.
TI Automotriz
Magna
Valeo
Voestalpine
Tenneco
ITW
En preparación 2026
Zona industrial de Sajonia – 1 MW / 2 MWh BESS, 1.895 kWp de energía fotovoltaica, modelado multifuncional en tres configuraciones regulatorias
Proyecto de canalización
Soluciones de gestión térmica DE Oberboihingen GmbH (WAHLER) – BESS Contracting en fase de preparación
La planta fotovoltaica está en funcionamiento desde el verano de 2025. Los depósitos industriales en el modelo Contracting-como tercer paso de la estrategia de sostenibilidad- son de la marca de alta calidad en tecnología de termostatos y control de temperatura. El director general Holger Kiebel afirma: «Los depósitos de baterías son el paso lógico siguiente».“
16 – Preguntas frecuentes
BESS de uso múltiple – respuestas para los responsables de la toma de decisiones
Las doce preguntas más frecuentes sobre uso múltiple, lógica de control, viabilidad económica y regulación.
Los costes por ciclo resultan de la inversión, la degradación y la operación por MWh descargado; como referencia sirve el LCOS, para LFP 110 €/MWh en el cálculo comparativo de KPMG (febrero de 2026), con una pérdida de capacidad del 2,1 % anual. Un ciclo de arbitraje solo compensa si el spread supera estos costes proporcionales; la CUBE EfficiencyUnit solo lo ejecuta con margen positivo. La FCR se remunera principalmente por la disponibilidad y solo genera unos 0,3 ciclos al día.
CUBE CONCEPTS calcula con un potencial de ingresos brutos de 200.000–300.000 € por MW y año procedente de FCR, aFRR, mFRR y arbitraje, antes de unos 55.000 € de OPEX. Según el ISEA Battery Revenue Index, el potencial conjunto de todos los mercados de un almacenamiento de 2 horas se situó en 2025 en unos 259.000 €/MW, un 16 % menos que en 2024. No se necesita una instalación fotovoltaica para ello.
El § 118, apartado 6, de la EnWG exime durante 20 años de las tarifas de red sobre la electricidad consumida a los sistemas de almacenamiento que entren en funcionamiento hasta el 4 de agosto de 2029, en la medida en que la electricidad se reinyecte a la red. Según el proyecto de resolución AgNes de la Agencia Federal de Redes del 06.08.2026, para proyectos nuevos esto solo se aplica si la decisión final de inversión se toma antes de la publicación de la resolución, prevista para el 1 de enero de 2027. Con una conexión a la red existente, CUBE CONCEPTS calcula entre 6 y 12 meses hasta la puesta en marcha.
Sí – siempre que la gestión sea conforme a la norma §19. La CUBE EfficiencyUnit utiliza FCR-SoC (~50 %) y bloquea automáticamente los procesos de carga durante los intervalos de carga y descarga. Ambas fuentes de ingresos funcionan simultáneamente sin intervención manual.
Desde la determinación de la MiSpeL el 01.10.2026, la operación de la EEG y la comercialización de FTM pueden combinarse a través del mismo almacenamiento sin perder la subvención EEG. Los centros fotovoltaicos podrán combinar por primera vez arbitraje y suministro de la EEG sin el anterior "o bien-o mal". Hasta el 30.09.2027 será necesario el consentimiento de los operadores de redes y puntos de medición para ello.
CUBE EfficiencyUnit registra cada proceso de carga y el período relevante para HLZ con un temporizador. La verificación anual (fecha límite: 30 de junio del año siguiente) es directamente exportable y archivada de forma segura para verificación – no es necesario realizar ninguna verificación manual.
Multi-Use-fähig significa: el hardware soporta técnicamente múltiples modos. Multi-Use-optimizado significa: el control prioriza automáticamente los canales de ingresos, calcula dinámicamente los umbrales de ciclo y documenta el cumplimiento del §19 sin intervención manual. La lógica de control es crucial, no el hardware.
Sí. FTM-Multi-Use (FCR, aFRR, mFRR, Arbitrage) es completamente independiente de la PV. El potencial de rendimiento de FTM de 200.000 a 300.000 € por MW/año proviene exclusivamente de los arbitrajes del mercado y la energía regulada – sin ninguna generación propia.
Según el proyecto de AgNes (BNetzA, GBK-25-01-1#3), a partir de 2029 los clientes industriales pagarán un precio por la capacidad contratada anualmente; el costo de obtener dicha información es de 2 a 3,5 veces el costo de la mano de obra; se eliminan los períodos de máxima demanda de los casos atípicos. La CUBE EfficiencyUnit mantiene la conexión a la red por debajo de la capacidad contratada y puede ofrecer flexibilidad para un nuevo caso especial sin necesidad de nueva hardware ni nuevo contrato.
Los LCOS (Coste Llevado en Cuantificación) son los costos totales descontados por MWh almacenado durante toda la vida útil: para LFP 110 €/MWh, para ZnBr 104 €/MWh (KPMG AG, febrero de 2026). Para el uso múltiple, el LCOS es el nivel mínimo por ciclo: un ciclo de arbitraje solo vale la pena si el spread es superior a ese nivel. Por el contrario, el FCR se paga principalmente por la disponibilidad.
El programa de inversión inmediato (BGBl. 2025 I, n.º 161, de 18.07.2025) permite una reducción gradual % de la tasa de impago hasta el 30º día del primer año (de conformidad con el artículo 7, apartado 2, del EStG) para compras realizadas entre el 1 de julio de 2025 y el 31 de diciembre de 2027 para todas las empresas. La tasa de impago especial vigente puede combinarse con la tasa de impago especial según el artículo 7g, apartado 5, del EStG (hasta un máximo de 40 % distribuidos en hasta cinco años), limitada a empresas con un beneficio anual anterior de hasta 200.000 €. Primero, ambos combinados dan el a menudo citado descuento del 70 %% del primer año – solo la reducción del 30 %% se aplica a empresas industriales medianas y grandes que superan el umbral de ganancia. BESS se califica como activo económico móvil del patrimonio neto. Se recomienda una verificación fiscal individualizada. Más información: Programa de inversión inmediato (contribución a las plantas fotovoltaicas) →
Desde el 23 de diciembre de 2025 se aplican dos mecanismos: (1) de acuerdo con el artículo 11c del EnWG, la construcción y operación de sistemas de almacenamiento de energía son de interés público superior y tienen prioridad en la evaluación de la protección de los bienes; desde 2023 se aplica lo mismo para los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica. (2) El artículo 35, apartado 1, números 11 y 12 del BauGB otorga prioridad a los sistemas de almacenamiento de energía en el exterior: en el contexto espacial y funcional con una instalación de energía eléctrica existente (número 11) o, a partir de 4 MW, hasta 200 m de una instalación de transformación o un centro de energía a partir de 50 MW (número 12). Nota: el intercambio de energía de acuerdo con el artículo 42c del EnWG (desde el 01.06.2026) solo está abierto a empresas pequeñas y medianas (PYME), no a la gran industria.
17 – Paso siguiente
Analizar el potencial de uso múltiple – específico del lugar
Envíe su carga. CUBE CONCEPTS calcula los potenciales BTM y FTM por separado – basándose en los datos actuales del mercado y en el proyecto de establecimiento de precios del 06.08.2026. Modelado abierto en tres configuraciones regulatorias, gratuito, sin compromiso.
Envía tu último plan – análisis gratuito de potencial →Sin una decisión de inversión oportuna, a partir de 2029 se aplicará el nuevo sistema de tarifas (AgNes-Draft) para nuevos almacenes · calculadamente 17.000–25.000 € de ingresos brutos por mes y MW
Nota sobre contenido y ubicación
Situación: 09.10.2026. Datos AgNes según el proyecto de reglamentación del 06.08.2026; la finalización definitiva está prevista para finales de 2026. Todas las informaciones regulatorias (CISAF, KUEBLL, AgNes, MiSpeL, §118 EnWG, EEG-Novelle 2027, Programa de Inversiones) se basan en fuentes publicadas en el momento de la elaboración; las determinaciones reglamentarias, las reglamentaciones legales y las notificaciones de la UE pueden cambiar. Las declaraciones fiscales no constituyen asesoramiento fiscal – es necesaria una verificación individual por parte de un asesor fiscal. Las estimaciones económicas (beneficios FTM, IRR, NPV, payback) son comparaciones de mercado o cálculos de KPMG y no representan rendimientos garantizados. Es necesaria una modelación específica para cada ubicación.