Glosario de almacenamiento en baterías: 58 términos técnicos que configuran cada decisión

Libertad de los cargos por la red eléctrica durante 20 años para la conexión de energía eléctrica, para los sistemas de almacenamiento con puesta en marcha hasta el 4 de agosto de 2029, siempre que la energía eléctrica vuelva a ser suministrada al sistema eléctrico. Desde diciembre de 2025, una retroalimentación parcial es suficiente para que la libertad también sea aplicable a los sistemas situados detrás de un conector industrial. Según el proyecto de reglamentación de AgNes del 06.08.2026, solo se aplica a nuevos proyectos si la decisión final de inversión se adopta antes de la publicación de la reglamentación, prevista para el 1 de enero de 2027. El factor clave a largo plazo en la ecuación económica.

Fuente: § 118 Apartado 6 de la Ley de Energía · BNetzA, proyecto de reglamentación de AgNes del 06.08.2026

Control en red de dispositivos de consumo controlables de más de 4,2 kW, incluyendo almacenamiento de energía durante la carga; contra recargos reducidos en la red; desde el 1 de abril de 2025 también con recargos variables por tiempo (modulo 3). Útil solo para conexiones en los niveles de red 6 y 7 (bajo voltaje). Los sistemas de almacenamiento industrial en la red de media tensión no están incluidos.

Fuente: §14a EnWG · Determinación de BNetzA BK6-22-300

Tarifa individual por uso no habitual de la red: La máxima carga del cliente durante los períodos de máxima demanda del operador de la red debe situarse por encima del umbral de importancia (por ejemplo, 20 % en la tensión media) y por debajo de su máxima carga anual en al menos 100 kW. La tarifa será de al menos 20 % del tarifario publicado. Presentación ante la BNetzA hasta el 30 de septiembre, comprobación hasta el 30 de junio del año siguiente. Aplica hasta el 31 de diciembre de 2028; el proyecto de AgNes no prevé una solución sucesora.

Fuente: §19, apartado 2, frase 1, StromNEV · Definición de BNetzA BK4-13-739 · BNetzA, proyecto de definición de AgNes del 06.08.2026

Reserva automática de recuperación de frecuencia (función de regulación secundaria). Activación completa en 5 minutos. La potencia se adquiere diariamente el día anterior en productos de 4 horas a precio de oferta (pay-as-bid), la operación de regulación se realiza desde 2022 a través de la plataforma europea PICASSO. En 2025, canal de ingresos más importante para los sistemas de almacenamiento de energía: los ingresos por potencia aFRR de un sistema de almacenamiento de 2 horas aumentaron un 39% hasta más de 146.000 €/MW.

Fuente: regelleistung.net · Índice de ingresos de las baterías ISEA (RWTH Aachen), a través de pv magazine 23.01.2026

Marco general para los cargos por red para la electricidad: Reglamentos procedimentales de la Agencia Federal de Redes (GBK-25-01-1#3) para los cargos por red a partir del 1 de enero de 2029, cuando expira el StromNEV. De acuerdo con el borrador del 6 de agosto de 2026, los clientes industriales pagarán una tarifa por capacidad para la capacidad ordenada anualmente; obtener esta capacidad cuesta entre 2 y 3,5 veces el costo laboral. No hay disposición para el uso atípico de la red; los usuarios existentes con más de 10 GWh conservarán un descuento promedio congelado hasta finales de 2031; el límite de ancho de banda solo se aplica a los acuerdos existentes. Los nuevos sistemas de almacenamiento conectados a la red pagan un cargo por capacidad (estimación BNetzA: de 4 a 7 € por kW y año), pero no pagan un precio por la energía utilizada. La finalización de la implementación está prevista para finales de 2026.

Fuente: BNetzA, proyecto de reglamentación de AgNes del 06.08.2026

Período hasta el reembolso de la inversión procedente de los ingresos netos procedentes de la explotación continua. Valor objetivo de CUBE CONCEPTS para la compra de BESS en el modo de uso múltiple (1 MW / 2 MWh, inversión de alrededor de 500.000 €; ingresos netos del mercado de alrededor de 145.000–245.000 € por año): 2–4 años, calculado de forma estática. Para comparación: en la comparación de KPMG (10 MW / 40 MWh, arbitraje puramente financiero), los flujos de pagos descontados en el caso de LFP son positivos después de nueve a diez años. Solo se aplica a este modelo de compra, no a la versión Contracting sin inversión propia.

Fuente: CUBE CONCEPTS · KPMG AG, Caso de inversión: Depósito de baterías estacionario, febrero de 2026, pág. 21

Rebaja de tarifas de red según el artículo 19, apartado 2, frase 1, de StromNEV para clientes cuya máxima carga en los horarios de máxima carga (HLZF) del operador de red sea significativamente inferior a su carga máxima anual (línea de importancia, al menos 100 kW). Rebaja hasta un 80 %. Útil hasta el 31.12.2028; según el proyecto de AgNes sin régimen sucesor, actualmente la utilizan alrededor de 6.000 empresas.

Fuente: Art. 19, apartado 2, frase 1, StromNEV

Sistema de almacenamiento de energía en baterías. Instalación de almacenamiento estacionario para el almacenamiento electroquímico de energía. En el contexto industrial a partir de 750 kW / 1.500 kWh. Tamaño de entrada de CUBE CONCEPTS.

Fuente: Serie de normas IEC 62933

Compensación de desviaciones entre el consumo de energía previsto y el real en el propio balance. Los sistemas de almacenamiento en batería absorben las desviaciones de previsión y evitan costes de energía de balance.

Fuente: Sistema de contabilidad de la red según el artículo 4 del StromNZV (hasta el 31.12.2025); desde entonces, reglamentaciones de la BNetzA

Determinación de la Agencia Federal de Redes el 15 de febrero de 2023 para los clientes de carga fija según el § 19, apartado 2, frase 2, de la StromNEV en la crisis energética: ciertas reacciones de carga relacionadas con la red y el mercado, como la descarga de carga a petición del operador de la red de transporte o el consumo inferior en horas de alta tarifa, no se tuvieron en cuenta durante las horas de uso y el consumo mínimo. Se prolongó hasta el 31 de diciembre de 2025; expiró desde entonces. El privilegio de carga fija mismo se aplica hasta el 31 de diciembre de 2028; la utilización atípica de la red (párrafo 1) no fue afectada.

Fuente: BNetzA, BK4-22-089 y extensión BK4-22-089A01

Dimension operativa del almacenamiento de energía en la red interna de la empresa, detrás del contador de red. Aplicaciones BTM: Peak Shaving, §19 Uso atípico de la red (hasta 2028), optimización del consumo propio y, a partir de 2029, según el proyecto AgNes, la prevención de consumo superior a la capacidad solicitada.

Fuente: §19 Párrafo 2 Frase 1 StromNEV · BNetzA, proyecto de reglamentación de AgNes del 06.08.2026

Gastos de capital. Costes de inversión únicos: hardware BESS, conexión a la red, planificación, instalación, puesta en marcha, CUBE EfficiencyUnit, precalificación. En el modelo CPFS: CUBE CONCEPTS asume todos los gastos de capital hasta la transferencia de la propiedad.

Fuente: Experiencia de proyectos de CUBE CONCEPTS

Forma contractual sin inversión propia: CUBE CONCEPTS invierte, opera y comercializa el almacén; el propietario del local recibe el 25% % de los ingresos netos después de los costos de operación. Una de las dos formas contractuales de CPFS, junto con la compra. Diferencia con la compra: no hay riesgo de CAPEX, por lo general no se requiere activo de balance (verificación según cada contrato), tiempos de decisión más cortos. Condiciones de libro abierto antes de la firma del contrato. → Página: BESS Contracting

Fuente: CUBE CONCEPTS GmbH · Contrato marco Contracting

CUBE Profit Flex Solution: Modelo de operación de tres fases de CUBE CONCEPTS para una capacidad de conexión a la red libre. Fase I ingresos por mercado (FTM), Fase II uso en el lugar (BTM), Fase III una combinación de ambos. Disponible como Contracting (0 € de CAPEX, 25 de % los ingresos netos por mercado) o como compra (100 % de los ingresos). Libre elección antes de la firma del contrato. → Página: CPFS

Fuente: CUBE CONCEPTS GmbH

La velocidad de carga o descarga de un acumulador de baterías en relación con su capacidad nominal. 1C = carga completa o descarga en 1 hora, 0,5C en 2 horas. Los operadores de redes de transporte no exigen una velocidad determinada de carga; para los acumuladores de baterías, los operadores aplican una duración mínima de activación de 15 minutos y una potencia máxima de al menos el 1,25 de la potencia comercializada. Desde un punto de vista económico, la duración del almacenamiento es importante: los sistemas de 2 horas generaron en todo el mundo alrededor de 259.000 €/MW en 2025, los sistemas de 1 hora alrededor de 151.000 €/MW (ISEA Battery Revenue Index).

Fuente: ÜNB, condiciones PQ (regelleistung.net) · Índice de ingresos de las baterías ISEA (RWTH Aachen), vía pv magazine 23.01.2026

Directiva sobre la presentación de informes de sostenibilidad corporativa: Directiva de la UE sobre la presentación de informes de sostenibilidad según el ESRS. De acuerdo con la Directiva Omnibus (UE) 2026/470, las empresas con más de 1.000 empleados y un volumen de negocios de más de 450 millones de € están obligadas a presentar informes; la segunda ola se aplica por primera vez para el ejercicio fiscal 2027; la implementación en Alemania aún está en curso. Un sistema de almacenamiento de energía puede reducir la conexión a la red y, por lo tanto, las emisiones de Scope 2 gracias al mayor consumo propio de energía de la PV (ESRS E1). El informe abierto de CUBE CONCEPTS proporciona estas datos.

Fuente: Directiva (UE) 2022/2464 · Directiva (UE) 2026/470 · ESRS E1

Herramienta de análisis CUBE CONCEPTS. Calcula más de 250 variantes de operación basándose en datos de perfiles de carga y determina la tecnología de almacenamiento, la capacidad y la potencia óptimas.

Fuente: CUBE CONCEPTS GmbH

CUBE CONCEPTS: Infraestructura de gestión y comercialización de baterías de almacenamiento. Coordina la comercialización de FTM (FCR, aFRR, mFRR, Arbitrage) y aplicaciones BTM (Peak Shaving, §19, Self Consumption) en tiempo real. Operación multiactiva.

Fuente: CUBE CONCEPTS GmbH

La pérdida de capacidad de un acumulador durante el tiempo de funcionamiento. Cuentas comparativas de KPMG con dos ciclos completos por día: LFP 2,1 %, ZnBr 0,3 %, NIB 3,0 % por año. La vida útil suele alcanzarse alrededor del 70% de la capacidad original.

Fuente: KPMG AG, Caso de inversión: Depósito de baterías estacionario, febrero de 2026, pág. 15

Empresa que comercializa almacenamiento y otras instalaciones en los mercados de energía eléctrica y regulada. Para la energía regulada, el proveedor debe estar precalificado ante los operadores de redes de transporte; según la lista de proveedores de la ÜNB (al 08.07.2026), son 44 empresas. Dado que la cantidad mínima de suministro es de 1 MW, los agregadores agrupan instalaciones más pequeñas en grupos.

Fuente: regelleistung.net

Estrategia BTM: La energía fotovoltaica generada por sí misma se almacena en el acumulador de baterías y se utiliza posteriormente en lugar de ser suministrada a la red. Reduce la carga eléctrica (coste de trabajo) y aumenta la tasa de consumo propio de la energía fotovoltaica. MiSpeL (desde el 01.10.2026) permite el consumo propio simultáneo y la comercialización de FTM sin perder la subvención EEG.

Fuente: BNetzA, MiSpeL-Determinación del 01.10.2026

Un sistema de control que coordina en tiempo real los ciclos de carga y descarga del almacenamiento de baterías. Optimiza diariamente el split BTM/FTM: Peak-Shaving-Dispatch, §19-Atypik-Nachweis, FTM-bid (FCR, aFRR, mFRR, Arbitrage) y consumo propio simultáneamente. CUBE EfficiencyUnit es el propio EMS de CUBE – la infraestructura de control para un funcionamiento multiactividad.

Fuente: CUBE CONCEPTS GmbH

Reserva de contención de frecuencia (prestación de control primario). Potencia completa en 30 segundos con una desviación de la frecuencia de ±200 mHz en la red europea. Compra diaria el día anterior en seis productos de 4 horas, pago por unidad (pay-as-cleared). Para los sistemas de almacenamiento de baterías, se aplica un tiempo mínimo de activación de 15 minutos. Ingresos en 2025 alrededor de 106.000 €/MW (-6,9 %, ISEA).

Fuente: regelleistung.net · Índice de ingresos de las baterías ISEA (RWTH Aachen), a través de pv magazine 23.01.2026

Dimensión operativa del sistema de almacenamiento en batería en el mercado mayorista. Ingresos FTM: FCR, aFRR, mFRR, arbitraje en el mercado spot. Funciona independientemente de la operación de la empresa.

Fuente: Índice de ingresos de las baterías ISEA (RWTH Aachen), a través de pv magazine 23.01.2026

Todos los costos de inversión de una instalación BESS: hardware (cámaras de almacenamiento de energía, convertidores, contenedores), conexión a la red, planificación, permisos, instalación, puesta en marcha, EMS, precalificación. Valoración aproximada: alrededor de 250 €/kWh para LFP, como también lo indica la comparación de la factura de KPMG (10 MW / 40 MWh; ZnBr 360 €/kWh, NIB 275 €/kWh). La GIK es la base de la factura de LCOS y de amortización al momento de la compra. En ella, CUBE CONCEPTS Contracting aporta la GIK en su totalidad.

Fuente: KPMG AG, Caso de inversión: Depósito de baterías estacionario, febrero de 2026, pág. 18 · CUBE CONCEPTS

Horarios de día que el operador de la red determina para cada nivel de red y temporada, a partir de su carga del año anterior y los publica hasta el 31 de octubre para el año siguiente. Son aplicables solo los días laborables. En el caso de la utilización atípica de la red según el artículo 19, apartado 2, frase 1, de StromNEV, la máxima carga del cliente debe estar claramente por debajo de su carga máxima anual; por lo tanto, los depósitos de baterías se descargan específicamente en el HLZF.

Fuente: §19, apartado 2, frase 1, StromNEV · Determinación del BNetzA BK4-13-739

Fecha formal de la primera puesta en funcionamiento en paralelo a la red de una instalación. Relacionado con el artículo 118, apartado 6, del EnWG: La puesta en funcionamiento antes del 4 de agosto de 2029 es condición para la exención de 20 años; según el proyecto de AgNes, además, la decisión de inversión debe haberse tomado antes del 1 de enero de 2027.

Fuente: § 118 Apartado 6 de la Ley de Energía · BNetzA, proyecto de reglamentación de AgNes del 06.08.2026

Sistema de almacenamiento de batería estacionario para uso industrial y comercial. Tamaño de entrada de CUBE CONCEPTS: a partir de 750 kW / 1.500 kWh. Tamaños típicos de proyectos en la cartera de CUBE: 1–10 MW.

Fuente: Experiencia de proyectos de CUBE CONCEPTS

Desgravación de los precios de la electricidad para los trimestres de facturación 2026 a 2028 para las industrias con un riesgo significativo de cambio (lista parcial 1 del anexo I de la KUEBLL, según el BMWE 91 de los sectores y subsectores). Se subvenciona la mitad del consumo, con un precio de referencia de 50 % ct/kWh, sin que se supere el objetivo de 5 ct/kWh; para 2026, esto sería de 3,744 ct/kWh. Al menos el 50% % del importe concedido debe invertirse en medidas que reduzcan los costes del sistema eléctrico; los sistemas de almacenamiento de energía están expresamente contemplados; un tercero puede llevar a cabo la medida y financiarla. 10 % Bonificación si el 80% % de la obligación se traduce en flexibilidad. → Página: Precio del suministro industrial

Fuente: Directiva sobre los precios de la energía industrial del 27 de abril de 2026 (BAnz AT del 6 de mayo de 2026, B1) · BAFA · CISAF Artículos 121–123

Índice de rendimiento interno: el tipo de descuento en el que el valor neto de la inversión se reduce a cero, es decir, la tasa de rendimiento anual promedio. Cuentas comparativas de KPMG (10 MW / 40 MWh, dos ciclos completos por día, arbitraje, WACC 6 %, en función del proyecto): LFP 10,5 %, ZnBr 9,5 %, NIB 7,2 %. Los valores específicos del lugar de operación en el contexto de la operación multiactividad difieren de ellos y se obtienen a partir de la contabilidad abierta.

Fuente: KPMG AG, Caso de inversión: Depósito de baterías estacionario, febrero de 2026, pág. 21

Contracting La opción del propietario del sitio, prevista en el contrato, de adquirir la instalación BESS mediante CUBE CONCEPTS bajo condiciones previamente acordadas con el mercado. Esto garantiza el control total sobre la instalación en un momento determinado, sin riesgo inicial de capital. En el caso del precio del gas industrial, la inversión en el almacenamiento cuenta; según el BAFA, también puede ser realizada y financiada por un tercero.

Fuente: CUBE CONCEPTS GmbH · Folleto de la BAFA sobre medidas de descarbonización, Cap. 3.5

Datos de medición de 15 minutos del consumo eléctrico de una instalación procedentes del contador RLM. Base de cada dimensionamiento de BESS y análisis de rentabilidad: identificar puntas de carga (potencial de peak shaving), comprobar la cualificación §19 (comportamiento de horas de plena carga), calcular el potencial de ingresos FTM, optimizar la capacidad de almacenamiento. Una curva de carga de 12 meses es suficiente para el análisis completo.

Fuente: § 55 MsbG · CUBE CONCEPTS GmbH

Coste nivelizado de almacenamiento: gastos totales descontados por MWh almacenado durante toda la vida útil, incluidos la inversión, el funcionamiento y la degradación. Indicador comparativo central para las tecnologías de almacenamiento. Contabilidad comparativa de KPMG (10 MW / 40 MWh, WACC 6 %, dos ciclos completos por día): ZnBr 104 €/MWh, LFP 110 €/MWh, NIB 127 €/MWh.

Fuente: KPMG AG, Caso de inversión: Depósito de baterías estacionario, febrero de 2026, pág. 20

Componente del cargo por uso de la red según el artículo 17 de StromNEV. El cargo anual por uso de la red se obtiene de la tarifa por uso de la red dividida por la máxima tarifa anual, es decir, el valor máximo por cuarto de hora del año de facturación. Una sola punta determina los costos de uso de la red durante todo el año. A partir de 2.500 horas de uso, se aplica una tarifa por uso más alta y una tarifa por uso más baja. El sistema de pico de consumo con BESS corta esta punta y reduce la tarifa por uso, independientemente del artículo 19.

Fuente: § 17 de la Ordenanza sobre Tarifas de Acceso a la Red Eléctrica (StromNEV)

Fosfato de litio: tecnología estándar para los sistemas de almacenamiento industrial. En la comparación de KPMG, la IRR más alta (10,5 %) se obtuvo con un LCOS de 110 €/MWh, ligeramente por encima de ZnBr (104 €/MWh). Hasta 10.000 ciclos o 14 años con dos ciclos completos al día, degradación de 2,1 % por año, eficiencia AC-AC del 87 %, profundidad de descarga máxima de alrededor de 90 %. Estable térmicamente, libre de cobalto.

Fuente: KPMG AG, Caso de inversión: Depósito de baterías estacionario, febrero de 2026

Reserva de restauración de la frecuencia manual (reserva de minutos). Activación completa en 12,5 minutos. La energía se obtiene diariamente el día anterior en productos de 4 horas, la regulación se lleva a cabo desde 2022 a través de la plataforma europea MARI. Para los sistemas de almacenamiento de baterías, un canal de complementación además de FCR y aFRR.

Fuente: regelleistung.net

Integración del mercado de almacenamiento y puntos de carga. Definición del BNetzA del 01.10.2026 sobre la promoción del EEG y los privilegios en los recargos en el caso de la utilización mixta de los sistemas de almacenamiento. Permite la operación simultánea de BTM y FTM sin pérdida de la promoción del EEG hasta el 30.09.2027 con el consentimiento del operador de las estaciones de medición y de la red. No es un privilegio del § 19, pero repercute, a través del § 118, apartado 6, frase 3, de la EnWG, en la exención de tarifas de red de las cantidades de electricidad reinyectadas.

Fuente: BNetzA, MiSpeL-Determinación del 01.10.2026 · Articulo: Definición de MiSpeL explicada

Funcionamiento simultáneo de la comercialización de energía generada (FTM) y las aplicaciones de gestión de la demanda (BTM) con el mismo sistema de almacenamiento en batería. CUBE EfficiencyUnit coordina ambas dimensiones en tiempo real. No se desperdicia ni una pizca de capacidad.

Fuente: CUBE CONCEPTS GmbH

Punto de conexión entre la instalación y la red eléctrica pública. La capacidad de conexión a la red libre determina la potencia máxima instalable de la BESS. Para la energía regulada, se aplica un tamaño mínimo de oferta de 1 MW; las instalaciones más pequeñas se comercializan en el pool. Un acceso existente es una ventaja: en 2025 solo se concedieron 8 % solicitudes de conexión para sistemas de almacenamiento de energía. La capacidad de conexión es el parámetro de planificación más importante específico de cada ubicación.

Fuente: Artículo 17 del EnWG · regelleistung.net · BNetzA/SMARD, 20.08.2026

El precio de uso de la red eléctrica, que consta de un precio por trabajo y un precio por consumo (máxima anual); se suman además los recargos y los impuestos. Para un cliente industrial con un consumo anual de 24 GWh, el precio de uso de la red al 1 de abril de 2025 se situó en 4,28 ct/kWh, frente a un precio total de 19,09 ct/kWh, unos 22 % sin ventajas. El precio medio de transmisión de la red aumentará provisionalmente a 3,54 ct/kWh en 2027 (2026: 2,86 ct/kWh).

Fuente: Informe de monitoreo de BNetzA 2025 · ÜNB, comunicado de prensa 1 de octubre de 2026 · § 17 de la Ordenanza sobre Tarifas de Acceso a la Red Eléctrica (StromNEV)

Tecnología alternativa de iones de litio: mayor densidad de energía que la LFP, pero mayor riesgo térmico y dependencia de el cobalto en la cadena de suministro. Según KPMG, la LFP ha logrado avances significativos en cuanto a comportamiento de degradación en comparación con el NMC. En el mercado estacionario de almacenamiento, ha sido sustituida en gran medida por la LFP. CUBE CONCEPTS recomienda la LFP para BESS multifunción en aplicaciones industriales debido a su resistencia a los ciclos y estabilidad térmica.

Fuente: KPMG AG, Caso de inversión: Depósito de baterías estacionario, febrero de 2026

Declaración de activos en la que la instalación no aparece ni como activo ni como obligación de leasing en el balance del titular del local, sin afectar a la ratio de capital propio ni a las líneas de crédito. Aplicable a empresas con financiación bancaria o obligación de presentación de informes según IFRS. Contracting Posible si el contrato no establece un régimen de leasing según IFRS 16; la verificación se realiza por contrato individual con el auditor.

Fuente: NIIF 16

Principio de gobernanza en el modelo CPFS: Todas las posiciones de ingresos y costos son completamente transparentes antes de la firma del contrato – no existe asimetría de información entre CUBE CONCEPTS y el propietario del local. Base para una estructura de contabilidad auditable y conforme a las normas IFRS. No: publicación pública de precios.

Fuente: CUBE CONCEPTS GmbH

Gastos operativos. Gastos de explotación corrientes: mantenimiento, monitorización, conexión al mercado, seguro, informes. En el modelo CPFS: CUBE CONCEPTS asume todos los OPEX hasta la transferencia de propiedad.

Fuente: Experiencia de proyectos de CUBE CONCEPTS

Limitación de los picos de carga en la conexión a la red de la empresa. Reduce el componente de potencia anual de la tarifa de acceso a la red (§ 17 de la ordenanza alemana sobre tarifas de redes eléctricas StromNEV), que se calcula en el punto de carga máxima anual.

Fuente: § 17 de la Ordenanza sobre Tarifas de Acceso a la Red Eléctrica (StromNEV)

La integración de varias instalaciones en un pool que participa conjuntamente en los mercados de energía regulada, coordinada por un proveedor precalificado. Dado que el tamaño mínimo de la oferta es de 1 MW, el pooling permite obtener ingresos de energía regulada incluso para instalaciones más pequeñas; el pool se limita a una zona regulada. CUBE CONCEPTS realiza proyectos de almacenamiento desde 750 kW.

Fuente: regelleistung.net · CUBE CONCEPTS GmbH

Acreditación formal por parte del operador del sistema de transmisión de conexión para la energía regulada, regulada en las condiciones PQ de la ÜNB de acuerdo con la Directiva de la UE SO GL. Se deben demostrar, entre otras cosas, los tiempos de activación (FCR de 30 segundos, aFRR de 5 minutos, mFRR de 12,5 minutos), mientras que para los sistemas de almacenamiento de baterías en la FCR se requiere un tiempo mínimo de activación de 15 minutos y una reserva de potencia de 25 %. La cantidad mínima de oferta es de 1 MW.

Fuente: 50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW, condiciones PQ (regelleistung.net)

Remuneración en Contracting: Como propietario del local, recibirá el 25% de los ingresos netos después de deducir todos los gastos operacionales (operaciones, comercialización, TI), sin inversión propia ni esfuerzo operativo. CUBE CONCEPTS recibirá el 75% y asumirá todos los costos de inversión y operación.

Fuente: CUBE CONCEPTS GmbH · Términos relacionados: Open-Book, CPFS, OPEX

Nomenclatura general de los servicios de sistema para la estabilización de la frecuencia en la red europea de transmisión (frecuencia nominal 50 Hz). Incluye FCR (potencia total en 30 segundos), aFRR (5 minutos) y mFRR (12,5 minutos). Los sistemas de almacenamiento de energía son especialmente adecuados debido a su rápida respuesta. Los cuatro operadores de red de transmisión alemanes colaboran para emitir energía regulada para todo el país a través de regelleistung.net. → Página: Energía regulada

Fuente: regelleistung.net · 50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW

Medición de rendimiento registrada: Procedimientos de medición para usuarios finales con un consumo anual de más de 100.000 kWh. Proporciona datos de carga de 15 minutos que sirven de base para la dimensionamiento de BESS, la verificación de la tipicidad según §19-A y la optimización de la operación.

Fuente: Art. 55, apartado 1, MsbG

Indicador de la rentabilidad de una inversión: ROI = (Ganancia ÷ Costos de inversión) × 100 %. Para la compra de BESS en el modelo de uso múltiple, CUBE CONCEPTS calcula una amortización estática de 2 a 4 años, lo que equivale a un flujo de inversión anual de alrededor del 25–50%. En Contracting este caso no se requiere CAPEX; lo que importa es la parte de beneficio.

Fuente: CUBE CONCEPTS, valor objetivo para 1 MW / 2 MWh

La carga actual del acumulador de baterías en porcentaje de la capacidad nominal (0 % = vacío, 100 % = lleno). El EMS controla continuamente el SOC: para FCR, que puede ser accionado en ambas direcciones, suele rondar los 50 %; para el corte de pico, mantiene suficiente energía para las intensas cargas previstas. La gestión del SOC determina la disponibilidad para todos los mercados.

Fuente: Norma IEC 62933 · CUBE CONCEPTS GmbH

Comercio en el mercado de día a día (subasta diaria, desde el 1 de octubre de 2025 en cuartos de hora) y en el mercado intradía (continua, dentro de una zona regulada alemana hasta 5 minutos antes de la entrega). La carga de los sistemas de almacenamiento de baterías se lleva a cabo a precios bajos o negativos y se alimenta a precios elevados. En 2025, hubo 573 horas de precios al por mayor negativos (2024: 457). Con una participación creciente de EE, las diferencias de precios aumentan.

Fuente: BNetzA/SMARD, 20.08.2026 · BNetzA, comunicado de prensa 03.01.2025 · EPEX SPOT SE

Operador de la red de alta tensión (220 y 380 kV). En Alemania, cuatro operadores de red: 50 Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW, cada uno responsable de una zona de regulación. Ellos definen conjuntamente la energía regulada (FCR, aFRR, mFRR) en el enlace de regulación alemán y conceden las precalificaciones. Los precios de la licitación se aplican a toda Alemania, no por zona de regulación.

Fuente: regelleistung.net, Red de Regulación Alemana · § 12 EnWG

Indicador de intensidad de uso: trabajo anual (kWh) dividido por la máxima potencia anual (kW). Relevante para la carga base según el § 19, apartado 2, frase 2, de la StromNEV: al menos 7.000 horas de uso y más de 10 GWh al año en una ubicación de recolección, con un descuento de hasta el 80, 85 o 90 %. Aplica hasta el 31.12.2028; según el proyecto de AgNes, solo se aplicará a las convenios existentes después de ese plazo. BK4-22-089 era una excepción especial de crisis temporal hasta el 31.12.2025 y no puso fin a la carga base.

Fuente: Art. 19, apartado 2, StromNEV · BNetzA BK4-22-089A01 · BNetzA, proyecto de reglamentación de AgNes del 06.08.2026

Un ciclo de carga y descarga completo (0 % → 100 % → 0 % de estado de carga). Indicador central de vida útil y LCOS. Ciclos máximos según KPMG (datos del fabricante): LFP 10.000, ZnBr 20.000, NIB 7.000. La comparación de KPMG supone dos ciclos completos por día.

Fuente: KPMG AG, Caso de inversión: Depósito de baterías estacionario, febrero de 2026, pág. 15

Costas promedio ponderadas de capital – el requisito mínimo de rendimiento sobre el capital propio e invirtido. Base de cálculo de LCOS: KPMG utiliza en el caso de inversión de febrero de 2026 un WACC real de 6 % (10 MW / 40 MWh). Cuanto más bajo sea el WACC, más favorable será el LCOS calculado. Las empresas con un nivel de coste de capital más bajo obtienen un LCOS más bajo en términos numéricos.

Fuente: KPMG AG, Caso de inversión: Depósito de baterías estacionario, febrero de 2026, pág. 18

Batería de base de cianuro de bromo para una duración de almacenamiento de aproximadamente cuatro a doce horas. En la comparación de KPMG, la LCOS más baja (104 €/MWh) y la NPV más alta, pero con una inversión más alta (360 €/kWh), una eficiencia AC-AC más baja (81 %) y un IRR más bajo (9,5 %) que la LFP. Degradación de 0,3 % por año, hasta 20.000 ciclos, profundidad de descarga hasta 100 %. Menor densidad energética, instalación según KPMG también posible en edificios comerciales e industriales.

Fuente: KPMG AG, Caso de inversión: Depósito de baterías estacionario, febrero de 2026, p. 15–21