Utilización atípica de la red: el mecanismo de media tensión con fecha de caducidad el 31 de diciembre de 2028
Para las empresas industriales de media o alta tensión con un perfil de carga desviado en la ventana de carga punta, el § 19, apartado 2, frase 1 de la StromNEV reduce el peaje de acceso a la red individual. En el ejemplo práctico: 1 MW de reducción de pico mediante BESS, 120.000 € menos en la componente de potencia al año, 480.000 € acumulados en cuatro años de facturación. Plazo de solicitud ante el gestor de la red de distribución: 30 de septiembre de 2028.
última oportunidad de presentación
después AgNes a partir del 01.01.2029
Media tensión industrial
durante cuatro años fiscales
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Lo que regula el § 19, apartado 2, frase 1 de la StromNEV
Perfil de carga de un consumidor que se desvía claramente del perfil de la carga general de la red en las franjas horarias de máxima demanda publicadas por el gestor de la red de distribución. Quien consuma claramente menos potencia durante las horas de máxima demanda que la media anual se considera atípico.
La Ordenanza sobre tarifas de redes eléctricas distingue entre el uso típico y atípico de la red. Típico es un perfil de carga que sigue el patrón de la carga general de la red, es decir, que consume electricidad al mismo tiempo que la mayoría de los consumidores. El artículo 19, apartado 2, frase 1 de la Ordenanza alemana sobre tarifas de redes eléctricas (StromNEV) permite a los consumidores atípicos una tarifa de red individual: la base de cálculo no es la carga máxima anual, sino la carga máxima dentro de las ventanas temporales de alta carga, y esta puede reducirse específicamente mediante la gestión operativa o un sistema de almacenamiento por batería. La diferencia entre la carga máxima anual y la carga máxima en las ventanas de alta carga multiplicada por el precio de la potencia da como resultado el ahorro.
Requisitos del texto reglamentario: Conexión a media o alta tensión, horas de utilización plena al menos 7000 por año o al menos 100 horas de diferencia de duración de utilización a media anual, dictamen de curva de carga como anexo a la solicitud, fijación por parte del gestor de la red de distribución.
En el glosario: Ventana de tiempo de alta carga · Horas de pleno uso.
Mecanismo: ventana de alta carga y desplazamiento dirigido de la carga
Cada gestor de la red de distribución publica anualmente las franjas horarias de alta carga para su área de red. Lo típico es una franja de verano y una franja de invierno, cada una de ellas los días laborables varios días a semana, a menudo en las horas nocturnas. Fuera de estas franjas, el consumo de carga no es crítico para el cálculo de la tarifa de acceso a la red.
Quien sitúe su pico de potencia en la hora de carga máxima paga íntegramente. Quien lo desplace fuera de la hora de carga máxima paga el precio de acceso a la red individual, calculado en función del pico reducido de la hora de carga máxima, y no de la carga máxima anual sin reducir.
Un sistema de almacenamiento en batería realiza este desplazamiento de carga de forma automatizada. Cada media hora, la gestión de energía detecta la entrada en una ventana de alta carga y descarga la batería exactamente según los picos de carga críticos. Fuera de las ventanas de alta carga, la batería se vuelve a cargar de manera controlada, preferiblemente durante los periodos de tarifa baja o con energía propia procedente de la fotovoltaica.
Carga de la prueba y análisis de la curva de carga
El uso atípico de la red debe demostrarse mediante un dictamen de perfil de carga. La base es el perfil de carga semihorario durante doce meses, que el gestor de la red de distribución suele tener disponible a través del contador inteligente conectado o de la medición RLM. La desviación del perfil de carga se indica cuantitativamente: reducción porcentual de las horas de plena carga, potencia diferencial en kW, y horas de plena carga por encima y por debajo del valor umbral.
Si se utiliza un sistema de almacenamiento para el desplazamiento de carga, el comportamiento previsto del BESS forma parte del ámbito de la solicitud. El gestor de la red de distribución puede aceptar un dictamen de carácter prospectivo, siempre que el diseño técnico del almacenamiento —potencia, energía, lógica de control— esté documentado.
Requisitos: quiénes tienen derecho a la tarifa de red individual
El artículo 19, apartado 2, frase 1 de la Ordenanza sobre Tarifas de Red de Electricidad (StromNEV) se dirige a las empresas industriales con un comportamiento de carga claramente divergente. El reglamento formula los requisitos de forma cuantitativa:
- Nivel de tensión: Mittelspannung oder Höchstspannung. Niederspannungs-Anschlüsse fallen nicht unter §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV.
- Horas de plena carga O diferencia de HE: Al menos 7.000 horas de utilización plena al año o al menos 100 horas de diferencia de carga entre la carga máxima anual y la carga máxima en horas de plena carga.
- Perfil de carga atípico: Demostrablemente divergente del perfil de carga de la red en las ventanas de alta carga publicadas por el gestor de red de distribución.
- Informe de curva de carga: Anexo de solicitud obligatorio con evaluación del perfil de carga de media hora durante doce meses.
- Resolución de liquidación: El derecho surge recién mediante la resolución del operador de la red de distribución, no automáticamente.
En la práctica, los atípicos del artículo 19 suelen ser empresas industriales con producción en turnos continuos o con pausas de carga bien planificables. Las empresas de dos turnos sin carga de fin de semana y las empresas de tres turnos con pausas para el cambio de turno son constelaciones típicas. Asimismo, las empresas con grandes acumuladores de calor o procesos de almacenamiento térmico se pueden trasladar con frecuencia a las horas de menor carga (HLZ).
Ejemplo práctico — Sitio industrial de media tensión con BESS de 1 MW
Un emplazamiento industrial de media tensión con una demanda máxima anual de 4.000 kW instala un sistema de almacenamiento en batería de 1 MW de potencia y 2 MWh de energía para el desplazamiento específico de los picos de los períodos de alta carga. El perfil de carga se remodela de manera que la demanda máxima dentro de las franjas horarias de alta carga se reduce a 3.000 kW. Fuera del período de alta carga, el perfil de carga permanece inalterado.
| Posición | Antes de la optimización | Tras la optimización |
|---|---|---|
| Carga máxima anual (pico HLZ) | 4.000 kW | 3000 kW |
| Precio de potencia (típicamente media tensión) | 120 €/kW/año | 120 €/kW/año |
| Leistungskomponente Netzentgelt | 480.000 €/Jahr | 360.000 €/Jahr |
| Ersparnis pro Jahr | — | 120.000 € |
| BESS zur Lastverlagerung | — | 1 MW / 2 MWh |
| Über vier Abrechnungsjahre (IBN 2025/2026 bis Auslauf 31.12.2028) | — | 480.000 € kumuliert |
Inbetriebnahme des Speichers zwischen 2025 und 2026, vollständige vier Abrechnungsjahre bis zum Auslauf §19 am 31.12.2028. Leistungspreis 120 €/kW/Jahr ist ein typischer Mittelspannungs-Wert; tatsächliche Leistungspreise variieren je nach Verteilnetzbetreiber zwischen rund 60 und über 180 €/kW/Jahr. Lastgang ohne Sondereffekte (kein Großverbraucher-Saisoneffekt, keine Eigenerzeugungs-Anomalien).
Quelle: CUBE CONCEPTS Projekterfahrung. Tatsächliche Ersparnis abhängig von Leistungspreis des Netzbetreibers, Lastgang und Spannungsebene.
Antragspfad — vier Schritte beim Verteilnetzbetreiber
Das Antragsverfahren nach §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV ist vom Verteilnetzbetreiber gesteuert und folgt einer wiederkehrenden Struktur. Wer den Antrag bis zum 30. September 2028 vollständig einreicht, kann im darauffolgenden Abrechnungsjahr das individuelle Netzentgelt geltend machen.
Beim Verteilnetzbetreiber den RLM-Lastgang oder Smart-Meter-Lastgang anfordern. Datenformat üblicherweise CSV mit 17.520 oder 17.568 Halbstundenwerten pro Jahr.
Dauer: 2–4 Wochen Bereitstellungszeit beim VNBDie HLZ-Veröffentlichung des Verteilnetzbetreibers einsehen. Den Lastgang in HLZ-Stunden und Nicht-HLZ-Stunden segmentieren. Differenz aus Jahreshöchstlast und HLZ-Höchstlast quantifizieren.
Dauer: 1–2 Wochen analytische AuswertungLastganggutachten als Antragsanlage. Bei geplanter Lastverlagerung durch Speicher: technische Auslegung des BESS dokumentieren. Die Frist 30.09.2028 bezieht sich auf die letzte zulässige Antragstellung im Geltungszeitraum.
Dauer Gutachtenerstellung: 4–6 WochenDer Verteilnetzbetreiber prüft die Antragsanlagen und stellt einen Festsetzungsbescheid für das individuelle Netzentgelt aus. Bei wesentlichen Lastganges-Änderungen ist eine jährliche Bestätigung erforderlich.
Dauer Bescheidung: 6–12 WochenFrist 30.09.2028 — Antragsdeadline und Investmentlogik
Die Antragsfrist beim Verteilnetzbetreiber endet am 30. September 2028. Wer bis dahin keinen vollständigen Antrag eingereicht hat, kann §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV nicht mehr in Anspruch nehmen — auch nicht für das verbleibende Restjahr 2028. Mit dem 31. Dezember 2028 läuft die Verordnungsregelung in der gegenwärtigen Form aus, ab 01.01.2029 greift AgNes.
Daraus ergibt sich eine harte Investmentkante: Je früher der Speicher in Betrieb geht, desto mehr volle Abrechnungsjahre stehen unter §19-Regime zur Verfügung.
| IBN Speicher | Volle §19-Abrechnungsjahre möglich | Max. kumulierte Ersparnis im Praxisbeispiel |
|---|---|---|
| 2025 | 4 (2025, 2026, 2027, 2028) | 480.000 € |
| 2026 | 3 (2026, 2027, 2028) | 360.000 € |
| 2027 | 2 (2027, 2028) | 240.000 € |
| 2028 | 1 (anteilig) | ≤120.000 € |
Der Planungs- und Realisierungsvorlauf eines Industrie-BESS liegt — abhängig von Netzanschluss, Genehmigung und Lieferzeit — typisch bei sechs bis zwölf Monaten. Wer in 2026 noch volle drei Abrechnungsjahre nutzen will, sollte die Anlagenplanung spätestens Mitte 2025 starten.
Was nach dem 31.12.2028 kommt — Übergang zu AgNes
Mit dem 1. Januar 2029 ersetzt AgNes (Ausgleichsmechanismus für netzdienliche Steuerung) das bisherige System der individuellen Netzentgelte aus §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV. Rechtsgrundlage ist die BNetzA-Festlegung GBK-25-01-1#3, deren Diskussionspapier am 24. September 2025 veröffentlicht wurde; die finale Festlegung wird Ende 2026 erwartet.
AgNes ist kein direkter Nachfolger im Sinne einer Eins-zu-eins-Übersetzung. Statt eines starren Tarifs entsteht ein Mechanismus mit zwei Anwendungsmodi: einer netzgeführten Steuerung, bei der der Speicher Leistung bei Netzbedarf einsetzt, und einer preisgeführten Vermarktung, die auf Spotmarkt-Signale reagiert. Beide Modi lassen sich mit derselben BESS-Anlage betreiben — die Auswahl trifft der Betreiber.
Für Industriebetriebe heißt das: Ein Speicher, der bis 2028 unter §19 Atypik-Spitzen verlagert hat, kann ab 2029 ohne Hardware-Änderung in den AgNes-Mechanismus überführt werden. Der Wechsel erfolgt über das Energiemanagement und die Vermarktungs-Schnittstelle.
Eine vollständige Übersicht der Netzentgelt-Mechanismen — §118 EnWG, §19 StromNEV und AgNes — und ihrer Kombinationsmöglichkeiten findet sich auf der Übersichtsseite Netzentgeltoptimierung.
Anwendungsbereich-Check — welche Rechtsnormen greifen für Industriebetriebe?
Vor der Investitionsentscheidung lohnt der nüchterne Abgleich, welche Rechtsgrundlagen tatsächlich für Industrie-Anwendungen relevant sind und welche nicht. Auf §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV bezogen ergibt sich folgendes Bild:
| Rechtsnorm | Ámbito de aplicación | Industria |
|---|---|---|
| §19 Párrafo 2 Frase 1 StromNEV | Atypische Netznutzung — individuelles Netzentgelt für MS/HS-Anschluss bei abweichendem HLZ-Lastprofil. Antragsfrist 30.09.2028, Auslauf 31.12.2028. | ✅ |
| § 118 Apartado 6 de la Ley de Energía | Netzentgeltbefreiung für Stromspeicher 20 Jahre ab Inbetriebnahme. IBN-Deadline 4. August 2029. Detailliert auf der Übersichtsseite Netzentgeltoptimierung. | ✅ |
| §11c EnWG | Netzanschlussregeln für Speicher und Erzeugungsanlagen — anwendbar auf alle Industrie-BESS-Projekte. | ✅ |
| §35 BauGB | Outdoor-Privileg für BESS im Außenbereich seit 01.01.2026 — relevant für Standortwahl, nicht für Netzentgelt-Mechanismus. | ✅ |
| §42c Ley de Energía | Energy-Sharing-Regelung für Endkunden in privater Energiegemeinschaft. Nicht für Industriebetriebe gedacht. | ❌ |
| §14a EnWG | Niederspannungs-Endkundenregelung für steuerbare Verbrauchseinrichtungen. Nicht auf Mittel- oder Höchstspannungs-Industrieanschlüsse anwendbar. | ❌ |
Für Industrie-Anwendungsfälle in MS/HS sind §19, §118, §11c und §35 die operativ relevanten Normen. §42c EnWG und Niederspannungs-Endkundenregelungen sind regulatorisch klar als Endkunden-Instrumente formuliert — die Anwendung auf MS/HS-Industriebetriebe ist nicht vorgesehen.
CUBE-Modelle für die Umsetzung
Industriebetriebe können den §19-Atypik-Mechanismus über zwei Modelle realisieren — mit oder ohne Eigeninvestition. Beide Modelle sind unabhängig vom regulatorischen Mechanismus; gleicher Speicher, gleicher Lastverlagerungs-Effekt, unterschiedliche Bilanzwirkung.
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Preguntas frecuentes
La norma permite a los consumidores de media o alta tensión con un perfil de carga atípico un peaje de acceso a la red individual. La base de cálculo no es la demanda máxima anual, sino la demanda máxima dentro de los periodos de alta carga publicados por el gestor de la red de distribución. Quien reduce específicamente su pico de periodo de alta carga paga correspondientemente menos por el componente de potencia.
Empresas industriales con conexión de media o alta tensión, al menos 7.000 horas de utilización plena al año o al menos 100 horas de diferencia HLZ, y un perfil de carga demostrablemente atípico. Los clientes finales de baja tensión, los hogares y las comunidades energéticas quedan excluidos; para estos grupos de destinatarios se prevén otras normativas.
Cada operador de red de distribución publica sus ventanas de alta carga anualmente en su sitio web o en la hoja de tarifas. Son habituales una ventana de alta carga de verano y otra de invierno, cada una en días laborables varios días a semana, a menudo en las horas vespertinas. Las ventanas varían según la región y pueden cambiar de un año a otro.
El orden de magnitud resulta del término de potencia multiplicado por la diferencia entre la carga máxima anual y la carga máxima reducida de hora de plena carga. En el ejemplo práctico con una reducción de 1 MW pico y un término de potencia de 120 €/kW/año, son realistas 120.000 € al año. El rango de los términos de potencia típicos de media tensión va aproximadamente de 60 a más de 180 €/kW/año; el ahorro individual debe escalarse correspondientemente.
Para la industria son operativamente relevantes el §11c EnWG (reglas de conexión a la red), el §118 apdo. 6 EnWG (exención de peajes de red para almacenamiento) y el §35 BauGB (privilegio para instalaciones exteriores). No están pensados para la industria el §42c EnWG (compartición de energía para clientes finales), así como las normativas para clientes finales de baja tensión para dispositivos de consumo controlables. Quien planifique con la norma incorrecta, construye sobre un ámbito de aplicación que ni siquiera abarca la constelación.
El mecanismo expirará en su forma actual el 31 de diciembre de 2028. El plazo de presentación de solicitudes ante el gestor de la red de distribución finaliza el 30 de septiembre de 2028. A partir del 1 de enero de 2029 entrará en vigor AgNes (resolución de la BNetzA GBK-25-01-1#3) con un modo de aplicación basado en la red y otro basado en los precios. Los sistemas de almacenamiento que hayan funcionado hasta 2028 al amparo del artículo 19 podrán integrarse en el mecanismo AgNes sin necesidad de modificaciones de hardware.
Sí: Con una puesta en marcha (IBN) en 2026 son posibles tres años fiscales completos bajo el régimen del §19 (2026, 2027, 2028). En el ejemplo práctico con un ahorro anual de 120.000 €, esto suma un acumulado de 360.000 €. Con una IBN en 2025 serían 480.000 € a lo largo de cuatro años fiscales. La lógica de inversión está impulsada por el límite estricto de finalización: cuanto más tarde sea la puesta en marcha, menor será el número de años de aplicación.
Regla general: Por cada 1 MW de reducción de pico deseada, se debe diseñar un BESS con una potencia de aproximadamente 1 MW. La capacidad de energía se mide en función de la duración y frecuencia de los periodos de alta carga; para un periodo de alta carga invernal de 4 horas en días laborables, lo típico son de 2 a 4 MWh. El diseño exacto se realiza mediante un análisis de la curva de carga de media hora. Quien desee utilizar en paralelo otras aplicaciones, como energía de regulación o autoconsumo, debe estudiar el enfoque de apilamiento en el lado de uso múltiple.
Fuentes y bases legales
- StromNEV §19 Abs. 2 Satz 1 — Stromnetzentgeltverordnung, geltende Fassung mit Auslaufdatum 31.12.2028. Volltext bei gesetze-im-internet.de
- BNetzA-Festlegung GBK-25-01-1#3 — AgNes-Mechanismus ab 01.01.2029, Diskussionspapier vom 24.09.2025, finale Festlegung erwartet Ende 2026. Agencia Federal de Redes
- BMWE-Veröffentlichungen zur Netzentgelt-Reform — Konsultationsfahrplan zur AgNes-Einführung und zum CISAF-Beihilferahmen für industrielle Energieprojekte.
- Cálculo de modelo CUBE CONCEPTS — Praxisbeispiel basiert auf realer Mittelspannungs-Konstellation, anonymisiert als „Industriestandort Mittelspannung”. Berechnungsgrundlage: halbstündlicher Lastgang, Mittelspannungs-Leistungspreis 120 €/kW/Jahr.
Pie y notas
Estado del contenido: 6. Mai 2026. Die regulatorische Lage zu §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV (Auslauf 31.12.2028) und zur AgNes-Festlegung (Inkrafttreten 01.01.2029) entwickelt sich kontinuierlich. Inhalte werden bei wesentlichen Änderungen nachgeführt.
Cálculos de modelos: Alle Zahlenangaben sind Modellrechnungen auf Basis öffentlicher und auditierter Marktbenchmarks. Tatsächliche Wirtschaftlichkeit hängt von Lastgang, Spannungsebene, Leistungspreis und konkreter Anlagenauslegung ab.
Ningún asesoramiento legal o fiscal: Die Inhalte ersetzen keine individuelle Rechts-, Steuer- oder Förderberatung. Für die Antragsstellung beim Verteilnetzbetreiber empfehlen wir eine projektbezogene Begleitung durch fachkundige Stellen.
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Adicionalmente
Vergleich §118 EnWG, §19 StromNEV und AgNes mit Praxisbeispiel Sachsen über drei regulatorische Konstellationen.
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