El 6 de agosto de 2026, la Agencia Federal de Redes (Bundesnetzagentur) completó el Proyecto de definición de la metodología general de tarifas de red de electricidad (AgNes) presentado y sometido a consulta. Con ello se dispone por primera vez de un conjunto de normas concreto y apto para consulta, ya no solo de un documento de debate o un estado intermedio. Las asociaciones y empresas pueden, hasta el 18 de septiembre de 2026 tomar postura; la determinación final aún debe 2026 irse. La nueva sistemática deberá entrar en vigor en principio el 1 de enero de 2029, cuando la anterior ordenanza sobre tarifas de redes eléctricas (StromNEV) pierda su vigencia.
El borrador afecta prácticamente a todos los usuarios de la red: industria y grandes consumidores, prosumidores, generadores fotovoltaicos, sistemas de almacenamiento de baterías y, en el futuro, también electrolizadores. Este artículo analiza las normativas más importantes, con especial atención a la fotovoltaica y el almacenamiento en baterías.
Importante El borrador de la decisión aún no es definitivo. Los siguientes datos se refieren al estado a 6 de agosto de 2026 y aún pueden cambiar en el transcurso del procedimiento.
Del documento de discusión al proyecto de resolución: el proceso AgNes en resumen
La Bundesnetzagentur ya había implementado el procedimiento AgNes iniciado en mayo de 2025 con un documento de debate – El desencadenante fue una sentencia del TJUE que hizo necesaria una regulación de tarifas autónoma e independiente por parte de la Agencia Federal de Redes. A finales de mayo de 2026 siguió un primer estado de cosas provisional, que clasificamos en dos artículos: uno sobre el modelo de precio de capacidad fundamental y uno con Enfoque en clientes industriales. El actual borrador de definición confirma en lo fundamental los principios allí esbozados, pero los concreta considerablemente, por ejemplo, en cuanto a plazos, valores umbral y el tratamiento de los sistemas de almacenamiento y las instalaciones de generación.
Tarifas de financiación e incentivos: la nueva sistemática detrás de ellas
Un principio de organización central del diseño es la distinción entre dos tipos de remuneración:
- Comisiones de financiación aseguran los ingresos por tarifas de red de los operadores de red y cubren sus topes de ingresos.
- Salarios de incentivo debería impulsarse a los operadores de sistemas de almacenamiento y de generación a adoptar un comportamiento favorable a la red, como por ejemplo evitar los picos de carga o programar temporalmente la inyección de energía.
Esta distinción atraviesa todo el borrador y es importante para comprender las siguientes normativas: cuando en lo sucesivo se hable de una “exención”, por regla general solo se refiere a los cargos de financiación, y no a todos los componentes de los peajes de acceso.
Precio de capacidad, AP1 y AP2: El nuevo modelo para la industria y los grandes consumidores
Para Puntos de suministro con un consumo anual superior a 100.000 kWh así como para todas las conexiones por encima de la baja tensión, el borrador sustituye el anterior precio por potencia por un modelo de tres partes:
- Precio de capacidad (PC): una tarifa anual en €/kW aplicada a una capacidad solicitada por el propio cliente, que debe ser como mínimo de 10 % de la carga máxima anual individual del año anterior.
- Precio de trabajo 1 (AP1): el precio de la energía ordinario para el consumo dentro de la capacidad contratada.
- Precio de venta al público 2 (PVP2): un precio de la energía claramente superior para las cantidades superiores a la capacidad contratada — según el borrador entre 200 % y 350 % del AP1.
Crucial: una superación está permitida en todo momento, pero es costosa. El sistema debe incentivar a las empresas a elegir su capacidad de manera realista y a gestionar activamente los picos de carga, por ejemplo, mediante el desplazamiento de carga o el uso de sistemas de almacenamiento de baterías.
| Sistema anterior | AgNes a partir de 2029 | |
| Base | Demanda máxima anual determinada retrospectivamente | Capacidad solicitada de forma proactiva |
| Componentes de precios | Cargo por potencia + término de energía | Precio de capacidad + AP1 + AP2 |
| efecto de incentivo | El pico de carga más alto del año determina el precio de la potencia | Excederse cuesta más (AP2), pero no es un mecanismo de sanción |
| Planificar la seguridad | Bajo (facturación a posteriori) | Mayor (la capacidad se determina de antemano) |
Prosumidor y baja tensión: Breve resumen
Para los consumidores de baja tensión con un consumo anual hasta 100.000 kWh se mantiene el modelo familiar de precio fijo y precio por consumo; el precio fijo será obligatorio en el futuro. Para Prosumidor (consumidor con instalación de generación propia detrás de la misma conexión a la red, excluyendo los dispositivos solares enchufables) se aplica un recargo sobre el precio básico de 70 a 90 por ciento previsto. Los operadores de red deben [aceptar/conectar] a los prosumidores a partir del 1. Abril de 2028 identificar e informar al respecto a los proveedores de electricidad. Para el grupo objetivo principal de este artículo —industria, inversores fotovoltaicos y operadores de almacenamiento—, esta parte de la reforma por lo general no es relevante.
Productor fotovoltaico: Tarifa de inyección basada en la capacidad a partir de 30 kW
Para instalaciones de generación con una potencia bruta instalada superior a 30 kilovatios (según el registro de datos maestros del mercado) el borrador prevé una nueva tarifa de inyección basada en la capacidad. En el futuro, ya no será decisiva únicamente la cantidad de electricidad inyectada, sino la capacidad de inyección acordada contractualmente en kW. Con ello, el dimensionamiento de la conexión a la red –y con él las estrategias de limitación y comercialización– adquiere una importancia adicional para los proyectos fotovoltaicos. Para determinadas instalaciones existentes y proyectos con una decisión de inversión tomada a tiempo, se prevén normativas transitorias (véase la sección siguiente).
Almacenamiento en baterías: pago por capacidad y protección de la confianza legítima
Para sistemas de almacenamiento de baterías conectados a la red prevé el borrador un cargo por capacidad anual sobre la capacidad de conexión a la red acordada contractualmente, por el mismo importe que el cargo por inyección para instalaciones de generación. Según los cálculos anteriores de la Agencia Federal de Redes (Bundesnetzagentur), cabe esperar un cargo por capacidad de aproximadamente de 4 a 7 €/kW al año aún no se menciona una cantidad concreta en el borrador actual.
Ejemplo de cálculo: Un sistema de almacenamiento de batería conectado a la red con 10 MW de capacidad de conexión a la red contratada (= 10.000 kW) tendría, bajo este marco, una remuneración por capacidad del orden de alrededor de 40.000 a 70.000 € al año provocar. Los precios de la energía dependientes del consumo sobre las cantidades de electricidad que un almacenamiento extrae de la red y, en la medida en que sea técnicamente mensurable, vuelve a inyectar, no deben aplicarse: no hay doble imposición por la extracción y la inyección.
La protección de la confianza: por qué ahora hay presión de tiempo
Para los nuevos almacenamientos no existe una prórroga automática de la anterior exención de los peajes de red. Sin embargo, el borrador prevé una exención de las comisiones de financiación durante 20 años antes, pero solo si decisión de inversión definitiva antes de la publicación de la determinación de AgNes fue fijado. Como fecha de anuncio se indica en el borrador el 1 de enero de 2027 previsto. Esta exención no se aplica a las tarifas de red dinámicas.
| Momento | ¿Qué tiene que pasar? |
| Antes del 01.01.2027 | Decisión de inversión final para el almacenamiento |
| Hasta el 31.03.2027 | Prueba de la decisión de inversión ante el operador de red competente |
| Hasta el 04/08/2029 | Última conexión a la red de un sistema de almacenamiento de baterías para la exención de 20 años |
| A partir del 01.01.2029 | Nueva metodología de tarifas de red AgNes básicamente eficaz |
El 31 de marzo de 2027 es no el plazo para la decisión de inversión en sí, sino solo para su justificación. La decisión debe haberse tomado con anterioridad.
Según el borrador, se considera decisión final de inversión cuando, de forma acumulativa:
Según el borrador, se considera decisión final de inversión cuando, de forma acumulativa:
- se han realizado pedidos en firme de componentes de las instalaciones,
- estos al menos 50 % del volumen de inversión cubrir y
- no es posible rescindir los contratos celebrados sin que ello suponga un perjuicio patrimonial considerable (a modo orientativo, la exposición de motivos del proyecto menciona, como mínimo, el 25 % del volumen de inversión).
Los justificantes adecuados son, por ejemplo, contratos de EPC o de suministro firmados, pedidos en firme, justificantes de pago a cuenta o un acuerdo de socios complementario. No bastan ofertas no vinculantes, reservas, cartas de intención, un caso de negocio o una mera solicitud de acceso a la red; lo decisivo es el vínculo contractual real.
Electrolizadores: Breve perspectiva
Los electrolizadores para hidrógeno verde o de bajas emisiones también deberán pagar en el futuro un peaje de red especial en forma de un precio puramente por capacidad, sin componentes de precio por energía. Quien, según la actual Ley de la Industria Energética alemana (EnWG), goce de una exención de peajes de red de 20 años, mantendrá este privilegio siempre que se tome una decisión de inversión definitiva antes de finales de 2026 y se demuestre ante el operador de red competente antes de finales de marzo de 2027; la lógica de los plazos se alinea así con la de los sistemas de almacenamiento por batería.
Tarifas de red dinámicas: El calendario hasta 2033
AgNes sienta las bases para futuros recargos de red dinámicos y variables en el tiempo, pero no los introduce de inmediato, debido también al lento despliegue de los contadores inteligentes. Para los sistemas de almacenamiento, dichos recargos se aplicarán a más tardar A principios de 2033 ser facturado, para instalaciones de generación entre 2032 y principios de 2035 (Se excluyen los parques eólicos marinos). Los operadores de redes de transporte deben establecer primero una plataforma común para las señales de precios; el diseño concreto deberá ser determinado por la Agencia Federal de Redes dos años antes de su introducción. Si esto no se logra para principios de 2028, el calendario se pospondrá en consecuencia. Para los consumidores, la autoridad no prevé tarifas de red dinámicas por el momento, sino que pretende desarrollar en su lugar las tarifas variables en el tiempo según el artículo 14a de la Ley alemana de la Industria Energética (EnWG) (Módulo 3).
§ 19 StromNEV: Übergangsregelungen für Bestandskunden
Las anteriores disposiciones especiales para el uso atípico de la red y la carga en banda no desaparecen de inmediato:
- Uso atípico de la red (§ 19 Abs. 2 S. 1 StromNEV) bleibt bis 31.12.2031 aplicable – para consumidores finales con un acuerdo de tarifa de red individual efectivo a 31.12.2028, cumplimiento de los requisitos de descuento al menos una vez entre 2026 y 2028 y un consumo medio superior a 10 GWh/año (2024–2027).
- Carga de banda y corriente de banda (§ 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV) permanece bajo condiciones comparables también hasta 31.12.2031 aplicable.
¿Y ahora qué?
Las asociaciones y empresas pueden hasta el 18 de septiembre de 2026 presentar observaciones sobre el proyecto de resolución. La Agencia Federal de Redes pretende que el procedimiento continúe 2026 con la definición final. En 2027 comenzarán los preparativos de implementación por parte de los operadores de red, antes de que el nuevo sistema 1 de enero de 2029 entra en vigor. En el procedimiento posterior se permiten expresamente modificaciones respecto al proyecto actual.
Preguntas frecuentes sobre el borrador de la normativa de AgNes
¿A partir de cuándo se aplica el nuevo sistema de peajes de red AgNes?
En principio, a partir del 1 de enero de 2029, cuando deje de estar en vigor el actual Reglamento sobre tarifas de la red eléctrica (StromNEV).
¿Qué significa AgNes para los operadores de sistemas de almacenamiento de baterías?
Los nuevos sistemas de almacenamiento conectados a la red pagarán en el futuro un cargo por capacidad de entre 4 y 7 €/kW al año, previsiblemente, sobre su capacidad de conexión a la red. Quien tome la decisión de inversión definitiva antes de la publicación de la resolución (prevista para el 1 de enero de 2027) y lo acredite antes del 31 de marzo de 2027, obtendrá una exención de 20 años de los cargos de financiación.
¿Cuál es la diferencia entre AP1 y AP2?
AP1 es el precio de consumo habitual para el consumo dentro de la capacidad contratada. AP2 se aplica a los volúmenes que superen la capacidad contratada y, según el borrador, oscila entre 200 % y 350 % del AP1.
¿A partir de qué potencia deben las instalaciones fotovoltaicas pagar una tarifa de inyección a la red?
A partir de una potencia bruta instalada superior a 30 kW según el registro central de datos de los participantes en el mercado (Marktstammdatenregister).
¿Es el proyecto de resolución ya vinculante?
No. Se encuentra en fase de consulta hasta el 18 de septiembre de 2026. La decisión definitiva se tomará a finales de 2026.
¿Hasta cuándo debe tomarse la decisión de inversión para un sistema de almacenamiento en batería?
Según el borrador actual, incluso antes de la anunciada publicación de la determinación el 1 de enero de 2027 —y no a más tardar el 31 de marzo de 2027, que es solo el plazo para la presentación de pruebas ante el gestor de la red—.