AgNes significa Sistema General de Tarifas de Red de Electricidad. La Agencia Federal de Redes (BNetzA) inició el procedimiento de elaboración el 12 de mayo de 2025 con el número de referencia GBK-25-01-1#3. Su objetivo es sustituir al Reglamento sobre tarifas de la red eléctrica (StromNEV), que expira el 31 de diciembre de 2028.
Hemos resumido aquí una entrada detallada de fundamentos sobre la reforma de AgNes: Reforma de los cargos de red eléctrica: antecedentes y resumen
¿Por qué una reforma — y por qué ahora?
La actual metodología de tarificación de la red se remonta a una época en la que la electricidad procedía principalmente de grandes centrales de carbón, gas y nucleares. Los clientes industriales pagan su tarifa de potencia basándose en la carga máxima anual: un único valor pico - a menudo de solo unos pocos minutos al año - determina una gran parte de los costes de la red. Este sistema apenas incentiva un comportamiento útil para la red.
Al mismo tiempo, la red está cambiando fundamentalmente: generación distribuida de Fotovoltaica y viento, creciente número de prosumidores, Almacenamiento en batería, bombas de calor y electromovilidad. Las inyecciones de retorno generan nuevas cargas en la red que el sistema de tarifas antiguo no refleja. La reforma pretende cambiar eso.
Un fallo del Tribunal de Justicia de la Unión Europea sobre la independencia de la autoridad reguladora, que ha sellado jurídicamente la anulación de la StromNEV en 2028, genera una presión adicional. No hay marcha atrás: el nuevo sistema está llegando.
Un modelo básico en la discusión: precio de capacidad y 2 precios de trabajo
En el centro de la discusión actual se encuentra un modelo con tres componentes de remuneración que podría reemplazar el precio de rendimiento anterior. Para ello, la Agencia Federal de Redes publicó a finales de abril de 2026 “puntos de referencia” para el inminente intercambio de expertos. Estos prevén el siguiente sistema:
- Precio de capacidad (PC): El usuario de la red elige su potencia en kW por sí mismo. Esta capacidad libremente elegida forma la base para la financiación de la red.
- Precio de trabajo 1 (AP1): Tarifa normal por consumo dentro de la capacidad autoseleccionada.
- Precio de venta al público 2 (PVP2): Tarifa aumentada al exceder la capacidad seleccionada — con un incentivo directo para cumplirla.
La diferencia crucial con el sistema actual es que la capacidad ya no se determina retrospectivamente a partir de la carga máxima anual, sino que el usuario de la red la define de forma proactiva. Esto crea seguridad en la planificación y crea un incentivo directo para optimizar específicamente el propio perfil de carga.
Componente de incentivo dinámico: Descuentos por flexibilidad
Como complemento al modelo básico, la BNetzA planea componentes de tarifas dinámicas que recompensen sistemáticamente el comportamiento al servicio de la red. Quien reaccione a las señales de la red o del mercado y ajuste su carga pagará menos por el uso de la red. El importe de la reducción depende de tres criterios:
- Grado de flexibilidad: Se tienen en cuenta los cambios de carga apreciables a partir de unos 3 %: cuanto mayor sea la reacción, mayor será la descarga.
- Duración de la disponibilidad: Quien pueda ofrecer flexibilidad de manera permanente, confiable y por un período prolongado, se beneficiará más que con una participación esporádica y de menor duración.
- Velocidad de reacción: La flexibilidad activable a corto plazo — como la que permiten los sistemas de almacenamiento de baterías — se valora especialmente.
Concretamente, se planifican varias franjas horarias con tres niveles de precios (tarifas alta, normal y baja), que se fijarán una vez al año y se facturarán mensualmente o en al menos dos trimestres. Esto convierte la flexibilidad en un factor de rentabilidad medible y predecible.
Tarifas especiales para la industria y el comercio: 2 modelos en proyectos piloto
Paralelamente al modelo de tarifas general, la BNetzA está probando dos enfoques para clientes industriales en proyectos piloto desde principios de 2026. El procedimiento inicialmente separado para tarifas de red industrial (BK4-24-027) se integró en el proceso AgNes en julio de 2025 para garantizar una metodología general coherente.
- Modelo A — Flexibilidad orientada al mercado al contado: Los precios de rendimiento se orientan al estrés del mercado. Los precios spot elevados y la carga del sistema generan pocas pero intensas ventanas de precios altos, varias veces al día y a corto plazo. Alto potencial de ahorro, pero altos requisitos para los sistemas de pronóstico y la calidad del despacho.
- Modelo B — Flexibilización al servicio de la red: Los precios por potencia se basan en la carga real de la red (horario de alta carga, HLC). Ventanas de tiempo planificables y estables con un recargo más moderado. Un enfoque más conservador y la entrada más plausible a partir de 2029.
Un primer intercambio entre empresas participantes, BNetzA, BDI y DIHK tuvo lugar el 19 de febrero de 2026. El descuento se basará en las reducciones porcentuales de las tarifas de red de los años anteriores, para que la participación en el proyecto piloto no genere una ventaja competitiva injustificada.
Los dos escenarios de almacenamiento de baterías en detalle
Sobre la base de las consultas en curso de la BNetzA, el departamento de tecnología de CUBE CONCEPTS ha derivado dos posibles configuraciones para las nuevas ventanas de precios por potencia. Ambas se basan en el mismo modelo fundamental, pero difieren en cuanto a dinámica, nivel de precios y estructura temporal. Ilustran el potencial de ahorro futuro de los sistemas de almacenamiento en baterías en la operación clásica "behind-the-meter" (BTM). Si las ventanas de precios elevados previstas hasta ahora entran en vigor a partir de 2029, las empresas deberían reducir significativamente sus cargas máximas durante esos períodos. Los puntos de partida centrales de los dos escenarios son los siguientes:
| Escenario A: impulsado por el precio | Escenario B — Impulsado por la red | |
| Lógica | El estrés del mercado (precios spot) crea ventanas de precios altos, varias veces al día y a corto plazo. | Carga de red real (HLZF) determina las ventanas — planificable, estable. |
| Precio máximo | 450 €/kW/a (Factor 2,8×) | 260 €/kW/a (Factor 1,6x) |
| Periodo de tiempo | 3 ventanas/día · cada 1–2 h | 2 ventanas/día · cada una 2 h |
| Clasificación | Alto potencial de ahorro, altos requisitos. Más bien a partir de 2031+. | Caso base conservador. Entrada más plausible a partir de 2029. |
Aviso importante: Llegará una reforma — aunque los detalles exactos aún no están definidos. Los dos escenarios no son una certeza, sino variantes basadas en las consultas actuales (a febrero de 2026). El primer borrador de las disposiciones se presentará a mediados de 2026.
Resultados de la simulación: ¿Qué significa eso concretamente?
Una simulación de ubicación para un sistema de almacenamiento de baterías de 1 MW/2 MWh (inversión: 520.000 €) muestra el rango del caso de negocio bajo diferentes marcos regulatorios. Aquí se puede, a través de Limitación de picos de carga, Cambio de carga y Optimización del autoconsumo reducir los costos de referencia de la siguiente manera:
| Estado actual (2026) | Escenario A – Impulsado por el precio | Escenario B – Controlado por red | |
| Rendimiento anual | 97.191 € | 320.105 € | 226.487 € |
| Amortización | 5,3 años | 1,5 años | 2,2 años |
| Rendite | 17,2 % | 94 % | 58,6 % |
| Ahorro Anual Total | 107.591 € | 333.105 € | 239.487 € |
| ahorros en el precio de rendimiento | 10.017 € | 250.419 € | 157.574 € |
| Ahorros por arbitraje de eso | 97.574 € | 82.686 € | 81.913 € |
El palanca decisiva es el ahorro en los precios de potencia: aumenta de los aproximadamente 10.000 € actuales a hasta 250.000 € en el escenario A. El nuevo sistema desplaza así claramente el valor de un sistema de almacenamiento de baterías hacia la optimización de los cargos de red.
Temas controvertidos: Lo que la industria energética rechaza
Estos tres puntos en todo el proceso AgNes de la BNetzA son particularmente controvertidos en la industria energética:
- Tarifas de inyección La BNetzA desea implicar en el futuro también a los inyectores (FV, viento) en los costes de la red. En marzo de 2026, todas las grandes asociaciones — BDEW, VKU, BEE, BDI y bne — rechazaron unánimemente este enfoque en sus declaraciones.
- Bonificaciones obligatorias de construcción: La BNetzA tiende a una ampliación y obligación de las subvenciones para costes de construcción (BKZ). También aquí existe una resistencia considerable.
- Complejidad de la dinamización: La BEE da la bienvenida al principio de las tarifas dinámicas, pero insta a no establecer requisitos técnicos demasiado elevados y a vincular modelos de transición con plazos obligatorios, para mantener la presión de implementación.
Cronograma: ¿Cuál es el estado actual del procedimiento?
Tras la apertura del procedimiento y la primera publicación del documento de debate en mayo de 2025, siguieron diversos talleres de lanzamiento en el verano de 2025. Su evaluación se prolongó hasta diciembre, cuando comenzó el primer taller de expertos sobre el “Modelo base de financiación de redes y baja tensión”. Aproximadamente al mismo tiempo, en invierno, el grupo de trabajo “Tarifas de red dinámicas y tarifas por almacenamiento” inició el debate interno. En las reuniones de febrero y marzo de 2026 sobre el tema de las “Tarifas de inyección y reparto de costes”, los expertos se encontraron con una gran resistencia por parte de todas las asociaciones, por lo que no se esperan resultados en este ámbito.
El taller y el intercambio de expertos sobre “tarifas de redes industriales” presentado aquí tuvo lugar el 30 de abril de 2026 y los primeros proyectos piloto se están ejecutando desde febrero de 2026. Las empresas participantes y los operadores de red tienen 6 o 12 meses para probar nuevos sistemas individuales de tarifas de red.
Próximos hitos:
- Mediados de 2026 – Primer borrador formal de definición con consulta (previsto)
- A finales de 2026 – Decisión final – Comisión de Länder
- 2027–2028 – Implementación en comunicación de mercado y sistemas técnicos
- 1. Ene 2029 – Entrada en vigor de la nueva sistemática de peajes de red
Conclusión: La flexibilidad se convierte en un factor de rentabilidad
El procedimiento AgNes está tomando forma concreta. Con el modelo de precios de capacidad y los componentes de incentivos dinámicos planificados, se crea una sistemática que no solo recompensa la flexibilidad, sino que la exige. El valor de una batería de almacenamiento se desplaza claramente hacia la optimización de los cargos de red: mientras que los ingresos por arbitraje se mantienen comparativamente estables, el ahorro en los precios de potencia puede aumentar a partir de 2029 a un múltiplo del nivel actual.
Para las empresas, se ha decidido una reforma, cuyo diseño se implementará a mediados de 2026. A finales de mayo de 2026, la BNetzA confirmó el modelo descrito aquí y Informe intermedio de AgNes publicado. Un primer borrador de definición seguirá en breve. Quien ahora analice qué picos de rendimiento puede acortar en futuras ventanas de altos precios, y qué inversiones valen la pena para ello, tiene una clara ventaja. Los proyectos piloto ya muestran que el caso de negocio para el almacenamiento de baterías se vuelve significativamente más atractivo bajo las nuevas condiciones marco.
Preguntas frecuentes
¿Qué es AgNes?
AgNes significa Sistema General de Tarifas de Red de Electricidad. La Agencia Federal de Redes abrió el procedimiento de determinación el 12 de mayo de 2025, que reemplazará a la StromNEV saliente a partir del 1 de enero de 2029.
¿Cuál es el precio de la capacidad en el modelo AgNes?
El usuario de la red elige su potencia en kW por sí mismo. Paga un precio por capacidad (KP) por esta potencia, un precio por energía AP1 para el consumo dentro de la capacidad y un precio por energía más alto AP2 por el exceso. Con ello, el modelo reemplaza el precio de potencia anterior basado en la carga máxima anual. Las proporciones entre los tres componentes del precio aún no están definidas.
¿Cuándo entra en vigor el nuevo sistema de tarifas de red?
La StromNEV expira el 31 de diciembre de 2028. La determinación final de las AgNes está prevista para finales de 2026, la implementación en la comunicación del mercado para 2027-2028, de modo que las nuevas reglas entren en vigor a partir del 1 de enero de 2029.
¿Qué modelos se están probando para la industria y el comercio?
La Bundesnetzagentur está probando dos modelos en proyectos piloto: Modelo A „Flexibilidad orientada al mercado spot” y Modelo B „Flexibilidad al servicio de la red”. Ambos prueban cómo se puede recompensar el comportamiento de carga flexible mediante tarifas especiales de red.
¿Qué significa la reforma AgNes para los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS)?
Las baterías pueden reducir selectivamente los picos de potencia en el nuevo sistema, optimizando así el precio de la capacidad y las futuras ventanas de precios altos. Las simulaciones muestran, dependiendo del escenario, una reducción del período de amortización de 5,3 años en la actualidad a 2,2 años (escenario B) o 1,5 años (escenario A).