Ingresos por almacenamiento en baterías: BTM reduce costes, FTM genera ingresos
La mayoría de los proveedores venden hardware o electricidad. CUBE CONCEPTS construye el sistema detrás.
Dos fuentes de ingresos: la mayoría solo ve una
- ✓Mitigación de picos de demanda — Reducir el término de potencia
- ✓§ 19, párrafo 2, frase 1 — Descuento en los peajes de red
- ✓§ 118, apdo. 6: 20 años de exención de los peajes de red
- ✓Maximizar el autoconsumo fotovoltaico
- →FCR — Reserva primaria de potencia
- →aFRR: reserva de reposición secundaria de frecuencia
- →mFRR — Reserva para reposición de minutos como canal complementario
- →Spotarbitrage: totalmente automático
No es una cuestión de blanco o negro: el uso múltiple combina ambas fuentes de ingresos simultáneamente.
Cinco factores determinan su caso de negocio
Esto es relevante para usted si tiene una conexión a la red de ≥ 500 kW (BTM) o ≥ 1 MW para acceso directo FTM (agrupación a partir de 750 kW), y desea comprender la combinación completa de ingresos antes de decidir.
Conexión a la red
BTM: ≥ 500 kW. Acceso directo FTM: ≥ 1 MW, Agrupación (pooling): a partir de 750 kW. Se pueden agrupar varias ubicaciones.
C-Rate
Sistema de 2 h (0,5 C) óptimo para aFRR + arbitraje. RRF: se requiere prueba de descarga completa de 30 minutos (precalificación del GRT) — los sistemas de 0,5 C pueden proporcionar RRF. Una tasa C incorrecta significa que no se aprovecha el potencial de ingresos.
Zona de regulación
50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW: las diferencias de precio entre zonas de regulación pueden suponer una diferencia de ingresos de entre 20 y 40 %. CUBE analiza su conexión a la red en función de cada zona de regulación.
Regulatorio
§118: 20 años de exención de peajes de red con puesta en marcha hasta el 4 de agosto de 2029, no prorrogable. §19: expira en 2028. Quien planifique tarde, pagará más de forma permanente.
División BTM/FTM
La cantidad de capacidad disponible para la comercialización FTM (frente al contador) tras la cobertura BTM (detrás del contador) (Peak Shaving, §19) determina la combinación de ingresos.
Sistema de almacenamiento industrial de 1 MW en modo de uso múltiple — en detalle
Base: sistema LFP de 1.000 kW / 2.000 kWh. Fuente: KPMG AG, Investment Case BESS, feb. 2026.
| Posición | Importo / año |
|---|---|
| Ingresos brutos FTM / año (FCR + aFRR + mFRR + arbitraje en el mercado diario) | 220.000 € |
| OPEX / Año (Operación, Comercialización, TI) | − 55.000 € |
| Ingresos netos de mercado / año | 165.000 € |
| Contracting — 0 € de CAPEX, fuera de balance | |
| Participación en los beneficios de los propietarios: 25 % (sobre los ingresos netos de mercado tras deducir los gastos operativos) | ~ 41.250 € / año |
| Participación en los beneficios de CUBE CONCEPTS 75 % (a libro abierto) | ~ 123.750 € / año |
| Compra — GIK ~ 250 €/kWh, 100 % Ingresos propios | |
| Todos los ingresos netos de mercado para el propietario | 165.000 € / año |
Fuente: KPMG AG, Investment Case de sistemas de almacenamiento de baterías estacionarias, feb. de 2026 · Todos los datos sin garantía · Cálculo específico para la ubicación basado en su perfil de carga.
¿Qué tecnología de baterías y por qué LFP?
LCOS (Coste Estamizado del Almacenamiento) es la métrica adecuada, no el precio de compra. Tiene en cuenta los costes de inversión, la vida útil, la degradación y la eficiencia.
| Parámetro | LFP ✓ | ZnBr | NIB |
|---|---|---|---|
| LCOE (€/MWh) | 110 | 104 | 127 |
| Degradación / año | 2,1 % | 0,3 % | 3,0 % |
| Vida útil | 14 años | 25 años | 10 años |
| Eficiencia CA-CA | 87 % | 81 % | 85 % |
LFP domina C&I: la amortización más corta, la mayor eficiencia de capital.
* NIB = Batería de iones de sodio (Na-Ion). Base: 10 MW / 40 MWh / WACC 6 % / 2 VZ/día. Fuente: KPMG AG, febrero de 2026.
¿Qué viene y cuándo, y qué significa eso para su decisión?
MiSPeL: combinable con FV + FTM
Determinación de la EEG: la planta fotovoltaica puede obtener simultáneamente ingresos por FTM sin pérdida de la retribución de la EEG.
El § 19, apdo. 2, frase 1 de la StromNEV expira
Uso atípico de la red: fecha límite para la última solicitud, 30 de septiembre de 2028.
AgNes reemplaza el §19
AgNes sustituye al artículo 19: el descuento en las tarifas de red se sustituye por un nuevo modelo de remuneración basado en la curva de carga. Señales dinámicas de tarifas de red (BNetzA BGK-25-01-1#3).
§118 Plazo de puesta en marcha: improrrogable
20 años de exención de peajes de red. No adquirible con carácter retroactivo. Conexión existente: plazo de planificación de 6 a 12 meses.
Coste de oportunidad por retraso: ~16.000–25.000 €/mes por 1 MW · Fuente: § 118 Apartado 6 de la Ley de Energía
¿Contracting o compra? ¿Qué es más rentable?
Ambos modelos tienen acceso a las mismas fuentes de ingresos. La diferencia radica en la inversión de capital y en la participación en los ingresos.
Contratación
- ✓ 0 € CAPEX — sin inversión propia
- ✓ Fuera de balance posible (contabilidad a revisar según la estructura del contrato)
- ✓ 25 % Participación en los beneficios sobre los ingresos netos de mercado tras deducir los gastos operativos (OPEX)
- ✓ CUBE CONCEPTS opera y comercializa íntegramente
- ✓ Opción de compra estipulada en el contrato
Comprar
- → Inversión propia completa (GIK ~ 250 €/kWh)
- → On-Balance — Activación y amortización
- → 100 % de los ingresos netos de mercado del propietario
- → TIR 10,5 % (KPMG AG, febrero de 2026)
- → Opcional: CUBE CONCEPTS asume la operación
“Nuestra estimación de libro abierto no es una posición de negociación; es la base sobre la cual funciona la asociación.”
3 escenarios: Base / Conservador / Optimista — todos abiertos antes de su determinación.
Independiente del fabricante: mín. 3 ofertas · evaluado según LCOS · sin dependencia de proveedores. Ambos modelos.
¿Qué perspectiva se aplica a usted?
Cuatro áreas de responsabilidad, cada una con una perspectiva diferente sobre el mismo caso de negocio.
Usted es responsable de las decisiones de inversión y la claridad del balance
TIR del 10,5 %, %, posibilidad de fuera de balance (sujeto a revisión según la estructura del contrato), reducción del CAPEX mediante Contracting — o control total en la compra. Información transparente antes de tomar una decisión.
Usted es responsable de los objetivos de sostenibilidad y de la presentación de informes CSRD.
BESS como reducción mensurable de Alcance 2. Contraprestación del precio de la electricidad industrial según el número marginal 121 de las CISAF. Puntos de datos ESRS E1 auditarles por defecto.
Usted es responsable de la seguridad operativa y la tecnología de plantas
El funcionamiento de FTM es totalmente automático: no es necesaria ninguna intervención en los procesos operativos. Es BTM-Dispatch quien coordina CUBE EfficiencyUnit, no tú.
Usted es responsable de la adquisición de energía y los costos de compra de electricidad
Peak Shaving reduce el término de potencia. §19 + §118 reducen el peaje de acceso. FTM genera ingresos activos. Todo desde una sola instalación.
Objeciones frecuentes — respuestas directas
empresa industrial de nivel 1 — implementado en toda Europa
Más de 150 proyectos fotovoltaicos realizados, despliegues multisitio en toda Europa. Ahora, almacenamiento de baterías, sobre la misma base, con la misma exigencia.
Proyectos de energía en toda Europa
Preguntas frecuentes sobre los ingresos y la rentabilidad del almacenamiento en baterías
Enviar perfil de carga — análisis de potencial gratuito
Su perfil de carga es la base. Calculamos de forma específica para cada ubicación: sin puntos de referencia de cartera, sin afirmaciones generalizadas.
Enviar perfil de carga
(Datos de 15 minutos, 12 meses)
Analizar
(5 días laborables)
Cálculo a libro abierto
— Su decisión
§118-Fecha límite: 4 de agosto de 2029 · 1.218 Días restantes
Próximos pasos y temas relacionados
Almacenamiento de energía para reducir costos. Aprovechar la regulación. Activar el potencial de ingresos en su conexión a la red — hoy.
Ingresos por BTM en detalle: precio de potencia, §19, §118.
Saber más →FCR, aFRR, mFRR, arbitraje en el mercado spot: canales FTM en detalle.
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