La actual Ordenanza sobre tarifas de red eléctrica (StromNEV) data de 2005. Debido a una sentencia del Tribunal de Justicia de la Unión Europea, entra en vigor con fecha 31 de diciembre de 2028 sin efecto. A partir del 1 de enero de 2029, las nuevas reglas de AgNes deben ser prácticamente aplicables, lo cual es un plazo muy ajustado para una reforma de esta magnitud.
El cronograma interno de la Agencia Federal de Redes prevé que este mismo verano se primer borrador de definición para su publicación en una consulta formal. El marco AgNes se aprobará a finales de 2026. A partir de 2027, comenzarán los preparativos para su aplicación y las primeras determinaciones de seguimiento, entre otras cosas, sobre las tarifas de red industriales, las tarifas de red dinámicas para el almacenamiento y el desarrollo posterior de las regulaciones del § 14a.
La magnitud de la reforma es considerable: los costos anuales de la red ascienden actualmente a alrededor 37 mil millones de euros y, según las estimaciones de la Agencia Federal de Redes, aumentarán hasta alcanzar unos 67 000 millones de euros en 2035 y unos 79 000 millones de euros en 2045. En la actualidad, ya representan más del 30 % del precio de la electricidad industrial, una partida de gastos que ya resulta difícil de ignorar.
El nuevo modelo base para grandes consumidores: precio de capacidad en lugar de precio de potencia
En nuestro Informe de mayo de 2026 hemos perfilado el nuevo modelo de precios para los consumidores medidos por rendimiento. El estado actual confirma esta evaluación. Para los consumidores con un consumo anual superior a 100.000 kWh —es decir, clientes comerciales e industriales—, a partir de 2029 se aplicará:
Capacidad de pedido (kW) × Precio de capacidad (€/kW/año) + Precio de energía AP1 (ct/kWh) + Precio de energía AP2 (ct/kWh)
El anterior Precio por rendimiento, que se basa en la carga máxima anual medida, queda sin efecto. En su lugar se establece un Precio de capacidad por un servicio encargado ex ante. Este es un cambio conceptual fundamental: las costos ya no se determinan por la carga pico medida real, sino por la capacidad solicitada previamente por el consumidor.
¿Cómo funciona la capacidad de pedido?
Cada año, una vez que los operadores de red publican sus listas de precios, los clientes industriales pueden Capacidad de pedido en kW establecer — como máximo hasta el límite de la capacidad de conexión a la red acordada contractualmente, y como mínimo el 10 % de la carga máxima anual individual del año anterior. Si a 1 de enero no se ha recibido ningún pedido, el gestor de la red determinará la capacidad a partir de los datos de la curva de carga disponibles.
Para conjuntos en la capacidad solicitada aplica el más barato AP1. Para conjuntos encima A la capacidad contratada se suma el aumento considerablemente mayor AP2 — al menos el doble, como máximo 3,5 veces de AP1. Esa es la verdadera señal de flexibilidad: quien consume a corto plazo más de lo contratado paga un recargo considerable, pero aún así puede reaccionar, sin ser gravado permanentemente en el precio de potencia por un nuevo pico de carga como hasta ahora.
Los operadores de red obtienen así márgenes de maniobra: Entre 30 % y 60 % pueden obtener hasta el 50 % de sus ingresos a través de los precios de la energía. Este margen explica por qué las diferencias regionales en las tarifas de red seguirán existiendo en el futuro.
¿Qué cambia concretamente para los gestores de energía?
El cambio del precio de potencia al precio de capacidad altera significativamente la lógica de optimización. Hasta ahora se aplicaba: evitar la demanda máxima a toda costa. En el futuro se aplicará: seleccionar la capacidad de pedido de forma inteligente y aprovecharla específicamente a precios spot favorables. Para empresas con cargas flexibles —infraestructura de carga, hornos eléctricos, aire comprimido, refrigeración, electrólisis— esto crea nuevos márgenes de actuación.
La nueva distribución de costes altera las estructuras existentes
Quien haya prestado atención durante la presentación ya lo sabe: además del nuevo modelo básico, la Reforma de la repercusión de costes entre los operadores de red otro cambio de rumbo que transformará el sistema. Es aquí donde se produce la redistribución decisiva, y esta tendrá un impacto mayor en las tarifas de red para los clientes industriales que el modelo básico por sí solo.
El problema del status quo
Hoy en día, la repercusión de los costes se basa exclusivamente en los retiros medidos efectivamente de una red aguas abajo de la red aguas arriba. La lógica es sencilla: quien retira poco electricidad de la red superior, paga pocos costes de red aguas arriba.
Este principio da lugar a un desequilibrio. Las redes de distribución con un alto nivel de inyección descentralizada —sobre todo procedente de la energía fotovoltaica y eólica— suelen presentar ya solo cargas físicas residuales mínimas con respecto al nivel superior. Sus costes de red repercutidos disminuyen en consecuencia. Sin embargo, al mismo tiempo siguen haciendo un uso intensivo del sistema global: en Oscuro abatimiento, para el Redespacho, para servicios sistémicos, para energía perdida y para la evacuación de altas aportaciones de energías renovables.
La Bundesnetzagentur ha nombrado claramente el resultado de esta sistemática: Anomalías tarifarias. Las tarifas de red en los niveles de red posteriores son a menudo más bajas que en los niveles anteriores, lo que también supone un incentivo perverso para la elección del punto de conexión a la red.
La nueva clave: el consumo final en la red
En el futuro, la distribución de costes ya no se basará en las extracciones registradas en el nivel anterior, sino en el denominado „consumo final relacionado con la red”. Ello incluye todos los retiros de usuarios finales dentro de su propia red, así como los retiros de todas las redes posteriores hasta el nivel de baja tensión.
La lógica gira así de forma fundamental: ya no es la carga residual local en relación con el nivel aguas arriba lo que decide, sino el consumo total detrás de la red. La generación descentralizada pierde así considerablemente importancia para la imputación de costes. Un operador de red de distribución con mucha inyección fotovoltaica participará en el futuro en los costes del sistema aguas arriba al igual que uno sin ella.
Técnicamente, la clave de rodadura se basa en valores reales del año anterior y se ajusta anualmente. En caso de cambios muy significativos, existe una cláusula de aplicabilidad para casos especiales.
La consecuencia: tarifas de red más altas en media y baja tensión
La presentación de la Bundesnetzagentur contiene cálculos de modelos sobre el efecto de este cambio de sistema. El resultado es inequívoco:
En la Alta tensión y el Transformación de alta/muy alta tensión los costos que deben soportar los consumidores finales descienden en torno a 48 % a 53 % frente al statu quo. Los clientes industriales que están conectados directamente a las redes de alta tensión y que hoy tienen, tradicionalmente, altos consumos del nivel upstream, se benefician de la reforma.
Por el contrario, las participaciones en los costos aumentan principalmente en Redes de media y baja tensión — en parte considerable. Las redes de distribución rurales con alta penetración de energías renovables se ven especialmente afectadas. Estos mayores costes a nivel de los operadores de redes de distribución se trasladan finalmente a través de sus hojas de tarifas — como precios de capacidad o de energía más altos. Para los clientes industriales de media tensión en regiones con alta penetración de energías renovables, esto significa: La reforma de las tarifas de red será más cara, como el nuevo modelo básico lo sugiere por sí solo.
La Bundesnetzagentur acepta conscientemente este cambio. Considera que el favorecimiento anterior de las redes con alta capacidad de energías renovables no es técnicamente justo ni económicamente sensato.
Tarifas de conexión a la red: Por primera vez, los productores también pagan
A partir de 1 de enero de 2029 Por primera vez, se deben introducir tarifas generales de inyección a la red. Hasta ahora, las instalaciones de generación están exentas del pago de tarifas generales de red, a pesar de que contribuyen significativamente a los costos de la red.
La tarifa de inyección es basado en la capacidad, uniforme a nivel federal y no conlleva un componente de precio de mercado. Están sujetas a pago las instalaciones con una potencia bruta instalada superior a 30 kilovatios. La altura la determinan las TSOs anualmente basándose en un promedio móvil de 5 años. La Agencia Federal de Redes menciona una magnitud de 4 a 7 €/kW/año — Su propio cálculo de ejemplo muestra valores fluctuantes entre 5,38 y 5,65 €/kW/año para los años 2020 a 2026.
Los ingresos se destinan íntegramente a las empresas de redes de transporte y se utilizan allí para reducir costos en las tarifas de transporte unificadas a nivel nacional, lo que beneficia indirectamente a todos los consumidores. La Agencia Federal de Redes espera hasta 2 mil millones de euros al año.
Instalaciones existentes, así como instalaciones para las que se tomó una decisión final de inversión (FID) antes de la entrada en vigor de la decisión AgNes y que, a más tardar 4 de agosto de 2029 poner en marcha, recibir un 20 años de protección contra la obsolescencia.
Almacenamiento: la protección de la confianza continúa — llegan nuevas tarifas
El presidente de la BNetzA, Klaus Müller, resumió el mensaje central: „Damos más peso a la protección de la confianza que en nuestras propuestas anteriores.” En exención legal de cargos de red según § 118, párrafo 6, de la Ley de Energía Eléctrica (EnWG) para Almacenamiento en batería permanece si la FID antes de la entrada en vigor de la decisión de AgNes sido golpeado y el alojamiento a más tardar. 4 de agosto de 2029 a la red.
Para almacenamiento en red nuevo, a partir de la FID después de la entrada en vigor del acuerdo, se aplica un precio moderado de la capacidad — análogo a la tarifa de inyección, es decir, del orden de 4 a 7 €/kW/año. Esto se aplica una vez para ambas direcciones y no se aplican precios por consumo a los sistemas de almacenamiento. La Bundesnetzagentur argumenta que esta carga anual es muy baja en relación con los costos de inversión anualizados de un BESS.
Las tarifas dinámicas de red para almacenamiento, como muy pronto 2030, idealmente hasta 2033. Con el diseño adecuado, la BNetzA lo ve más como una oportunidad de ingresos que como una carga para los operadores de almacenamiento: con un uso en beneficio de la red, podrían aplicarse tarifas de hasta 10 céntimos/kWh.
Tarifas de red industrial: período de transición hasta finales de 2031
El privilegio de carga de banda (§ 19, apartado 2, StromNEV), un descuento para consumidores de alto consumo que ha sido controvertido durante décadas, se aplica a los clientes existentes hasta 31 de diciembre de 2031 se extenderá. El futuro diseño de las tarifas de la red industrial se decidirá a principios de 2027 para incorporar las conclusiones de los proyectos piloto que se ejecutarán hasta finales de 2026. El uso atípico de la red también se mantendrá transitoriamente para los grandes consumidores.
Para empresas industriales que hoy todavía dependen de altos descuentos Carga del cinturón o el utilización atípica de la red beneficiarse, significa que el período de transición está asegurado, pero ahora es necesario prepararse para 2031.
El BEE califica esta extensión como „grave retroceso” y „medida de extensión de vida para una reliquia del siglo pasado”. La crítica es comprensible: en un sistema que apuesta cada vez más por la flexibilidad, el apego a un privilegio de carga fija envía la señal equivocada.
Nuestra evaluación del informe intermedio de AgNes
El estado actual de la Agencia Federal de Redes es más claro en muchos aspectos de lo esperado, y confirma la dirección que hemos esbozado. El nuevo modelo básico con capacidad de pedido y precio de trabajo dividido en dos partes se mantiene. La exención de los acumuladores existentes se mantiene. La tarifa de inyección de energía se aplica, de forma más moderada de lo que se temía inicialmente.
La palanca subestimada, sin embargo, es la transferencia de costos. Modifica la base sobre la que se calculan todos los peajes de red. Los clientes industriales conectados a una red de media tensión en una región con alta energía renovable sentirán las consecuencias en las hojas de precios, independientemente de cómo se configure el modelo básico en detalle. El alivio del nivel de la red de transmisión es la otra cara del aumento de la carga de los niveles de la red de distribución.
La consulta formal del borrador completo de la decisión está prevista para Verano 2026. Para finales de 2026, se espera que se adopte el marco AgNes. A partir de 2027 comenzarán los preparativos de implementación, y con ellos los cambios concretos en las hojas de precios.
Preguntas frecuentes sobre el informe intermedio de AgNes
¿A partir de cuándo se aplica el nuevo precio de capacidad para clientes industriales?
El nuevo precio de la capacidad para grandes consumidores (> 100.000 kWh/año) se aplicará a partir del 1 de enero de 2029. El marco se aprobará a finales de 2026, con hojas de precios concretas de los operadores de redes a partir de 2027/2028.
¿Qué reemplaza el precio de rendimiento actual?
El precio de potencia (€/kW, medido en la carga máxima anual medida) se determina por un Precio de capacidad por un servicio encargado ex ante se sustituye. Las cantidades incluidas en el pedido se facturan a AP1, las cantidades que superen ese límite, a AP2 (mínimo 200 %, máximo 350 % de AP1).
¿Por qué pueden aumentar las tarifas de red en las redes de media tensión a pesar de la inyección de energías renovables en la propia red?
Porque la nueva distribución de costos ya no considera la carga residual física con respecto al nivel anterior, sino el total consumo final relacionado con la red en sus propias redes y en todas las redes posteriores. La generación distribuida local ya no reduce esta tasa de rotación.
¿Los clientes industriales con su propio sistema de almacenamiento de energía (BESS) o planta de generación ahora tienen que pagar tarifas de inyección?
Sí. En plantas fotovoltaicas con más de 30 kW de potencia bruta instalada, siempre que no exista un FID antes de la entrada en vigor de la determinación AgNes (a principios de 2027 como muy pronto). Para las plantas existentes, se aplica una protección de 20 años a partir de la puesta en marcha inicial. Para los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), se aplica protección de confianza y FID hasta el 4 de agosto de 2029.
¿Se mantiene el privilegio de la carga del camión?
Para clientes habituales hasta el 31 de diciembre de 2031. La nueva regulación para el período posterior se decidirá a principios de 2027.