Optimización de peajes de red §19 + §118 + AgNes
Tres palancas regulatorias, una hoja de ruta. Para empresas industriales a partir de 1 MW de pico. Fecha límite siguiente: decisión de inversión para nuevos sistemas de almacenamiento antes del anuncio de la definición de AgNes, según el proyecto, el 1 de enero de 2027.
antes de la publicación de la determinación
Vencimiento de la regulación atípica
20 años de exención de tarifas de acceso a la red
BNetzA GBK-25-01-1#3
Analizar el último paso: roadmap regulatoria en 30 minutos →
El costo de la red eléctrica no es un gasto secundario para la industria energética. Es el principal bloque de costos y el único que puede ser modificado por la regulación.
La trampa de los costes: componente de carga máxima del peaje de red
En las instalaciones industriales con una potencia máxima de 1 MW, la proporción de los ingresos por la utilización de la red eléctrica en el coste operativo de la energía eléctrica suele situarse entre un 30 y un 40 por ciento. El factor determinante es la componente de rendimiento (HLZ, Horas de máxima carga), que se escala linealmente con la máxima carga anual. Una carga máxima de 1.000 kW durante 15 minutos es suficiente para determinar el precio de la energía durante todo un año de facturación.
Tres factores estructurales agravan la situación hasta 2030:
- Retraso en la expansión de la red: Las inversiones en la red de transmisión se aplican a todos los consumidores. Los centros industriales soportan la mayor parte de los costos a través de los precios de la energía.
- Volatilidad debido a la construcción de EE: La generación fluctuante aumenta la necesidad de flexibilidad. Aquellos que no pueden absorber la carga adicional pagan por la volatilidad como un suplemento a la tarifa de suministro.
- Extracción de los palancas de optimización comprobadas: El artículo 19, apartado 2, frase 1 de StromNEV (Utilización atípica de la red) finaliza el 31 de diciembre de 2028. La regulación sucesora AgNes comenzará el 1 de enero de 2029, con otra mecánica y opciones adicionales.
Las empresas industriales sin una optimización activa de la curva de carga perderán entre 50.000 y 200.000 €/MW/año en diferencias de tarifas de red de aquí a 2030 en comparación con la competencia optimizada.
Tres palancas regulatorias en resumen
Para las empresas industriales a partir de 1 MW de pico existen tres palancas activas para la optimización de los peajes de acceso a la red. Actúan de manera diferente, tienen plazos distintos y se pueden combinar de diversas formas.
| Hebel | Mecanismo | Ámbito de aplicación | Primero | Personaje con ventajas |
|---|---|---|---|---|
| §19 Párrafo 2 Frase 1 StromNEV Uso atípico de la red | Desplazamiento de carga fuera de los periodos de máxima demanda. Reduce el componente de potencia. | Media y alta tensión, curva de carga adecuada | Plazo de solicitud 30.09.2028, Salida 31.12.2028 | Reducción de los cargos por uso de la red (continua, nueva cada año) |
| § 118 Apartado 6 de la Ley de Energía Exención de los peajes de red para almacenamiento | Libertad total de los cargos por la utilización de la red para la energía almacenada en las redes, durante 20 años a partir de la fecha de entrada en vigor del IBN. | Sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de nueva construcción, mismo punto de conexión | Decisión de inversión antes de la publicación de la especificación de AgNes (proyecto: 1 de enero de 2027), presentación de la documentación hasta el 31 de marzo de 2027, puesta en servicio a más tardar el 4 de agosto de 2029 | Beneficio neto de tarifas (20 años, planificable) |
| AgNes Sistema General de Tarifas de Red de Electricidad | Comercialización de la flexibilidad guiada por la red o por el precio. Gestión activa en lugar de tarifa estática. | Empresas industriales con BESS o cartera de carga gestionable | A partir de 01.01.2029 (BNetzA GBK-25-01-1#3); Proyecto de reglamentación del 06.08.2026, anuncio según el proyecto del 01.01.2027 | Descuento por uso de la red + diferenciación frente a la competencia |
Los tres palancas son combinables: el §19 se puede utilizar hasta el final de su vigencia, en paralelo a la planificación §118-IBN. A partir del 1 de enero de 2029, AgNes asumirá la optimización continua, mientras que el §118 se mantendrá como punto de referencia para los próximos 20 años.
Acción 1: Uso atípico de la red según el artículo 19, apartado 2, frase 1, de StromNEV
La regulación atípica permite a las empresas industriales con un perfil de carga opuesto a la carga máxima de la red una base de cálculo de tarifas de red reducida. Requisito: demostración de que el consumo durante las ventanas de horas punta (HLZ) del gestor de red es significativamente inferior a la media anual.
Mecanismo
En lugar de la estimación estándar basada en la carga máxima anual individual, se aplica una estimación reducida en caso de uso atípico de la red, típicamente sobre la carga durante los períodos de máxima demanda. La reducción del cargo por uso de la red varía entre un 20 y un 80 por ciento en comparación con la estimación estándar, dependiendo del operador de la red, el consumo de carga y el nivel de tensión.
Requisitos
- Nivel de tensión: Media o alta tensión. Las conexiones de baja tensión están sujetas a otras normativas.
- Característica de la curva de carga: El consumo durante la temporada alta debe estar significativamente por debajo de la media anual, demostrada mediante los datos de consumo durante la última semana de 12 meses.
- Solicitud: Al operador de red, cada año. Fecha límite de solicitud: 30 de septiembre de 2028 para la última aplicación en el año de facturación 2028.
Plazo y ejercicio
Vence el 31 de diciembre de 2028. La regulación Atypik en su forma actual finaliza en el cambio de año 2028/2029. A partir del 1 de enero de 2029, AgNes asumirá el relevo como mecanismo posterior, con una mecánica diferente (véase la palanca 3).
Para obtener más información sobre los casos atípicos del artículo 19, incluido un ejemplo práctico concreto con un ahorro de 480 000 € a lo largo de cuatro ejercicios contables: Utilización atípica de la red: lado profundo.
Acción 2: Exención de tarifas de red para los sistemas de almacenamiento según el artículo 118, apartado 6, del EnWG
Mecanismo
Los depósitos de baterías (BESS) recién construidos que cumplen los requisitos del artículo 118, apartado 6, de la EnWG recibirán una exención total de los recargos de red durante 20 años a partir de la puesta en marcha. La exención se aplica al consumo de energía que se consume a través del punto de conexión a la red y que se reinserte en la red, es decir, a las cantidades de energía que se gestionan a través del depósito.
Importante: El artículo 118 es un beneficio en concepto de tarifas netas, no una componente de ingresos ni un importe de subvención. La exención reduce la OPEX del almacenamiento, lo que repercute proporcionalmente en LCOS y IRR. En configuraciones multiautores (autoconsumo BTM + comercialización FTM), el artículo 118 es la base para que el almacenamiento sea económicamente viable.
Ubicación conjunta sobre el mismo cimiento
En los sistemas combinados de energía fotovoltaica y almacenamiento de energía (PV+BESS), los inversores fotovoltaicos y los contenedores de almacenamiento de energía (BESS) deben dimensionarse sobre el mismo fundamento para que el almacenamiento sea considerado como parte integrante de la instalación de generación eléctrica desde el punto de vista de la regulación de la red. Esta asignación constructiva y técnica es un requisito obligatorio para presentar la solicitud conforme al artículo 118.
Dos fechas de referencia y un plan preliminar
Según el proyecto de reglamento de AgNes del 6 de agosto de 2026, la liberación definitiva está condicionada a dos condiciones. En primer lugar: la decisión final de inversión debe tomarse antes de la publicación del reglamento, según el proyecto, el 1 de enero de 2027. Como tal, se consideran órdenes vinculantes de componentes que representen al menos el 50% % del volumen de inversión, de los cuales el operador no puede liberarse sin sufrir daños materiales significativos; la verificación debe realizarse ante el operador de la red antes del 31 de marzo de 2027. En segundo lugar: la puesta en servicio debe realizarse a más tardar el 4 de agosto de 2029. El día de la publicación efectiva es determinante; si la publicación se produce antes, el primer plazo límite se aplazará.
- Instalaciones existentes (ampliación con BESS): Etapa de planificación de 6 a 12 meses. Con la decisión de inversión antes de su anuncio, la puesta en marcha será posible antes de agosto de 2029.
- Nueva construcción (Greenfield): En promedio, 40 meses desde la decisión de inversión hasta la puesta en marcha, debido a la homologación de la conexión a la red, la central de transformación y la conexión al transformador. Con una decisión de inversión a finales de 2026, la puesta en marcha se producirá después del 4 de agosto de 2029; la exención no suele ser posible para estos proyectos.
Pérdida mensual por mora
Con retrasos en los plazos establecidos, se pierden entre 16.000 y 25.000 €/MW de beneficio neto de la red por mes. Si se suman durante más de 20 años, se llega a una cifra que domina cualquier efecto de descuento en el caso de inversión.
Para profundizar en la modelización del caso de inversión, incluyendo la TIR / VAN / LCOS por tecnología de almacenamiento (LFP, ZnBr, batería de sodio-ion): Gastos y retorno de la inversión: Aspectos técnicos. Para un modelo de ubicación específico con comparación de TIR / VAN / LCOS: Enviar la curva de carga →
Acción 3: AgNes a partir del 1 de enero de 2029. De la tarifa estática a la comercialización dinámica
Entrada en vigor y situación normativa
AgNes (Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom) se aplicará a partir del 1 de enero de 2029. La base es el procedimiento de reglamentación GBK-25-01-1#3 de la Agencia Federal de Redes. La autoridad presentó el proyecto de reglamentación completo para consulta el 6 de agosto de 2026; según el proyecto, la notificación está prevista para el 1 de enero de 2027.
AgNes reemplaza la regulación estática de tipicidad (artículo 19, apartado 2, frase 1, StromNEV) y la sustituye por un sistema basado en incentivos: las tarifas de red se convierten en un parámetro de control para la flexibilidad de carga. Aquellos que desplazan la carga se benefician; quienes generan cargas puntuales en momentos críticos pagan más.
Orientado a la red frente a orientado al precio
AgNes conoce dos modos de gestión:
- Dirigido por la red: La carga se basa en los senales de red del operador de red regional. Su uso se da preferiblemente en regiones con un desarrollo de la red en fase de expansión. Pago mediante componentes de tarifas de red reducidas y bonificaciones de flexibilidad.
- Precio indicado: La carga se basa en los precios de día a día y intradía del mercado de electricidad. Mayor potencial de comercialización, pero también mayores requisitos de modelado. La condición es un BESS o un portafolio de cargas controlable.
Compatibilidad con BESS y mFRR
BESS son la infraestructura natural de AgNes: su tiempo de respuesta (≤ 1 segundo) cumple con todos los requisitos, su capacidad es planificable y la exención de §118 se puede utilizar de forma paralela. mFRR (Reserva de minutos) sigue siendo relevante como canal complementario, no como canal principal, porque la remuneración por megavatio hora consumido está por debajo del precio de comercialización de AgNes.
Para la profundidad en los mercados de energía de regulación y los componentes de ingresos de FCR/aFRR: Energía reguladora: Cara inferior. Para una modelación de comercialización de AgNes específica del emplazamiento: concertar una cita
Ejemplo de práctica: Zona industrial de Sachsen, tres configuraciones regulatorias
- BESS: 1 MW / 2 MWh (contenedor LFP, co-ubicación en el mismo cimiento que la fotovoltaica)
- Inventario fotovoltaico: 1,895 kWp
- Consumo anual: 6,795 MWh
- Carga máxima 1,284 kW
- Factura de peajes de red (antes de la optimización): ~310.000 €/año
La siguiente tabla muestra tres configuraciones regulatorias en el mismo lugar: estado actual (StromNEV 2026, sin AgNes), AgNes gestionado por la red (BESS sigue el señal de red), AgNes gestionado por el precio (BESS sigue el precio del mercado). Las cifras económicas se han modelado a partir de datos de carga semi-anuales reales; las hipótesis se basan en los puntos de referencia de KPMG (Caso de inversión de los sistemas de almacenamiento de energía estacionarios, febrero de 2026).
| Constelación | Flujo de caja total | CUBE 75 % | Cliente 25 % | Redención | TIR | VAN |
|---|---|---|---|---|---|---|
| El statu quo (StromNEV 2026) | 97.200 €/año | 72.900 € | 24.300 € | 5,3 J. | 17,2 % | 328 mil € |
| Agnes netzgeführt | 226.500 €/año | 169.875 € | 56.625 € | 2,2 J. | 58,6 % | 1,66 M € |
| Agnes preñado | 320.100 €/año | 240.075 € | 80.025 € | 1,5 J. | 94,0 % | 2,70 mill. € |
Ayuda de lectura: En el modelo de BESS Contracting, CUBE y el cliente se reparten los ingresos netos de mercado al 75 % / 25 %. El cliente no invierte (0 € de CapEx); CUBE financia, construye, opera y comercializa y recibe a cambio la parte del 75 %. En el modelo de compra de BESS, el cliente conserva el 100 % de los ingresos, pero asume la inversión completa (orden de magnitud: ~250 €/kWh hasta 2 MWh; a partir de 5 MWh, 175–200 €/kWh).
Fuente: CUBE CONCEPTS Modelado sobre datos reales de carga de media hora · Asumsi basadas en los índices de referencia de KPMG (Caso de inversión de los sistemas de almacenamiento de energía estacionarios, febrero de 2026). Zona industrial anónima de Sachsen.
¿Quién se beneficia? Calificación y proceso
Perfil de ICP
- Máxima desde 1 MW: por debajo de este umbral, el efecto de la leva de la componente de rendimiento es demasiado pequeño para justificar la inversión según §118-IBN durante 20 años.
- Nivel de tensión: Media o alta tensión: Los conectores de baja tensión se rigen por otros regímenes regulatorios que no se tratan en este artículo.
- Finalización con potencial de optimización: perfil opuesto a la carga máxima de la red (para §19) o portafolios de cargas controlables (para AgNes)
- Horizont de inversión: 5–20 años: La exención de acuerdo con el artículo 118 se amortiza durante el periodo de 20 años, con efectos relevantes para la IRR a partir del año 5.
proceso de cuatro etapas
CUBE CONCEPTS trabaja con cada ubicación en cuatro etapas, desde el análisis de la carga hasta la planificación de plazos. A lo largo de todas las cuatro etapas, más de 250 variantes de operación se incorporan a la modelización, basadas en los datos de carga de media hora reales del lugar.
Datos de carga semianuales de los últimos 12 meses. Identificación HLZ. Perfil de volatilidad. Identificación de los principales instrumentos: artículo 19, artículo 118, AgNes, individualmente y en combinación.
al menos 3 ofertas comparativas, evaluadas según el LCOS. Sin dependencia de proveedores, sin estructuras de márgenes opacas. El LCOS por tecnología de almacenamiento como parámetro de comparación fundamental.
Selección de más de 250 variantes operativas modeladas: estado actual, AgNes gestionado por propia cuenta, AgNes gestionado por terceros, uso múltiple con consumo propio BTM, comercialización pura con FTM. Decisión basada en la IRR, la NPV y el perfil de riesgo.
Planificación retrospectiva de ambos plazos: pedido vinculante antes de la publicación de la decisión de AgNes, puesta en servicio hasta el 4 de agosto de 2029. Contrato de conexión a la red, estación de transformación, permisos, construcción, puesta en servicio. Plazos de amortiguamiento contra los riesgos relacionados con la cadena de suministro.
Examen del ámbito de aplicación: ¿Qué mecanismos jurídicos son adecuados para la industria?
No todo párrafo de la legislación energética que circula en el debate público es aplicable a las empresas industriales a partir de 1 MW pico. La siguiente descripción general separa las palancas aplicables a media/alta tensión de las regulaciones que tienen otro destinatario.
- Art. 11c EnWG: Construcción y operación de plantas de almacenamiento por parte de participantes del mercado independientes de los operadores de redes. Palanca industrial para la construcción de BESS.
- Art. 35 del Código de Edificación: Privilegio para uso en exteriores desde el 1 de enero de 2026. N.º 11 (co-ubicación a partir de 1 MWh + instalación de EE) O N.º 12 (instalación independiente a partir de 4 MW + 200 m de transformador).
- Art. 118, apartado 6 del EnWG: Exención de tarifas de red durante 20 años para los depósitos nuevos construidos, con la decisión de inversión aprobada antes de la publicación de la regulación AgNes y hasta el 4 de agosto de 2029.
- Art. 19, apartado 2, frase 1, StromNEV: Utilización atípica de la red. Plazo de solicitud: 30 de septiembre de 2028; vencimiento: 31 de diciembre de 2028.
- Art. 42c del EnWG: Se refiere a configuraciones de energía solar fotovoltaica para uso propio de los inquilinos. No es relevante para la utilización propia de energía fotovoltaica industrial/BESS en el lugar de la instalación industrial.
- §14a EnWG: Regulación para clientes finales de baja tensión para consumidores controlables (bombas de calor, wallboxes, almacenamiento privado). No se aplica a medios/alta tensión industriales. Si alguien ofrece esta regulación en la aplicación a cargas industriales, debe analizar críticamente la oferta.
Esta asignación está delimitada reglamentariamente y no constituye un asesoramiento jurídico concluyente. En cada caso concreto, el ámbito de aplicación debe aclararse con un abogado y un asesor fiscal.
Modelos CUBE: Aplicación de los tres hilos
CUBE CONCEPTS ofrece dos modelos para la implementación de las palancas de tarifas de red aquí presentadas. Ambos utilizan el §118 como ancla base, ambos abordan el §19 Atípico (hasta su expiración) y AgNes (a partir de su entrada en vigor). Se diferencian en la lógica de inversión y la distribución de ingresos.
- 0 € CapEx del cliente: CUBE financia completamente
- Split de ingresos: CUBE 75 % / Cliente 25 % de los ingresos netos después de OPEX
- CUBE asume el riesgo de inversión en activos fijos, se encarga de la explotación y la comercialización
- El autoconsumo BTM queda al 100 % para el cliente (sin reparto)
- Inversión total del cliente: Escala de precios ~250 €/kWh hasta 2 MWh, a partir de 5 MWh 175–200 €/kWh
- 100 % Ingresos del cliente
- El cliente opera por sí mismo o contrata a CUBE como operador
- Entrega llave en mano con garantía
La elección entre Contracting y la compra depende del horizonte de inversión, la estrategia de balance y la propensión al riesgo. CUBE CONCEPTS analiza ambos modelos para cada ubicación.
Fecha de actualización y notas
Al 22 de octubre de 2026 · Sin garantía respecto a los desarrollos regulatorios · Sin asesoramiento legal, fiscal o energético · La fecha de puesta en servicio según el artículo 118 (4 de agosto de 2029), condición de la decisión de inversión antes del anuncio de la decisión de AgNes (proyecto del 6 de agosto de 2026, anuncio según el proyecto el 1 de enero de 2027, comprobación hasta el 31 de marzo de 2027), el plazo de solicitud del §19 el 30 de septiembre de 2028 y el inicio de la nueva sistemática el 1 de enero de 2029 son estadios legales y de la BNetzA actuales que deben ser aclarados en cada caso individual con un abogado, un asesor fiscal o un asesor de mercado energético. Los flujos de efectivo, la IRR y la NPV mencionados en el ejemplo de práctica A son cálculos modelados basados en datos reales de carga semihorarios de un centro industrial anonimizado; los valores reales dependen de la curva de carga, el operador de la red, el nivel de tensión y la evolución del mercado.
Fuentes
- KPMG, estudio de inversión sobre los sistemas de almacenamiento de energía estacionarios (febrero de 2026): kpmg.com/de, Caso de inversión
- BNetzA, proyecto de reglamentación AgNes del 6 de agosto de 2026 (GBK-25-01-1#3): bundesnetzagentur.de/1059162
- BMWK, §118 EnWG: bmwk.de
- BMWE, Tarifas de energía industrial (Publicación del 16 de abril de 2026): bmwe.de
- §118 EnWG texto completo: gesetze-im-internet.de, §118 EnWG
- §19 StromNEV Texto íntegro: gesetze-im-internet.de, §19 StromNEV
Proyectos realizados con empresas industriales
Preguntas frecuentes
El apartado 1 regula la utilización atípica de la red para las empresas industriales con un perfil de carga opuesto a la máxima carga de la red. El apartado 2 regula la conveniencia individual de la tarifa de la red para los consumidores de energía particularmente grandes con horas de uso completo superiores a 7.000 h/año y consumo superior a 10 GWh. Ambos apartados se aplicarán en su forma actual hasta el 31 de diciembre de 2028.
Según el proyecto de reglamento de AgNes dos: la decisión final de inversión antes de la publicación de la determinación, según el proyecto el 1 de enero de 2027, con un plazo de presentación de documentos hasta el 31 de marzo de 2027, y la puesta en servicio a más tardar el 4 de agosto de 2029. En los sistemas existentes, se calcula un plazo de planificación de entre 6 y 12 meses, mientras que en los nuevos proyectos la media es de 40 meses desde la decisión de inversión hasta la puesta en servicio.
La regulación de consumo atípico en su forma actual va a expirar. A partir del 1 de enero de 2029, AgNes asumirá el relevo como mecanismo sucesor con una dinámica diferente (un sistema de tarifas de red basado en incentivos en lugar de la reducción estática por atipicidad). Quien todavía quiera utilizar el artículo 19 en 2028 debe presentar la solicitud antes del 30 de septiembre de 2028.
Son de aplicación el artículo 11c de la Ley alemana de Energía (EnWG) (instalación de BESS), el artículo 35 de la Ley alemana de Urbanismo (BauGB) (privilegio de instalación al aire libre), el artículo 118, apartado 6, de la Ley alemana de Energía (EnWG) (exención para sistemas de almacenamiento) y el artículo 19, apartado 2, frase 1, del Reglamento alemán sobre la red eléctrica (StromNEV) (desde la atipia hasta la desconexión). No son aplicables a las empresas industriales de media y alta tensión las disposiciones sobre la electricidad para inquilinos (art. 42c) ni las disposiciones sobre clientes finales de baja tensión para consumidores regulables. Más detalles en la comprobación del ámbito de aplicación que figura más arriba.
En el modo gestionado por la red, la carga se adhiere a los parámetros de control del operador de red regional. Pago mediante reducciones de tarifas de red y bonificaciones de flexibilidad. En el modo gestionado por el precio, la carga se adhiere a los parámetros de precios de día a día y intradía en el mercado de energía eléctrica. Mayor potencial de comercialización, pero mayor exigencia de modelado. En el ejemplo práctico anterior, el flujo de caja en el modo gestionado por el precio es aproximadamente un 40 por ciento superior al del modo gestionado por la red.
Para el caso de §19-Atypik se requiere un perfil opuesto a la carga máxima de la red, verificable a través de los datos de carga de media hora de los últimos 12 meses. Para el caso de §118, una configuración BESS es suficiente sin otras condiciones de carga adicionales. Para AgNes, un portafolio de cargas controlable (BESS o procesos industriales conmutables) es una condición necesaria.
En general, ya no: 40 meses a partir de la decisión de inversión a finales de 2026 llevarán a una puesta en servicio después del 4 de agosto de 2029. En los sistemas existentes con un plazo de avance de 6 a 12 meses, la fecha límite se alcanzará siempre que la decisión de inversión se adopte antes de la publicación de la decisión AgNes.
El precio de la energía industrial y la optimización del tarifación de la red son dos grupos de regulaciones independientes. El ISP actúa sobre el componente del precio de la energía eléctrica (componente de energía), mientras que la optimización de la tarifación de la red actúa sobre la componente de uso de la red (componente de consumo de energía). Ambos grupos pueden combinarse y tienen requisitos comunes para la ICP (≥1 MW de pico, tensión media/alta). Profundidad para el ISP: Conocimiento: Precio de la energía industrial.
Más información
Para la liberación según el artículo 118, la decisión de inversión se considera válida antes de la publicación de la decisión de AgNes, según el proyecto el 1 de enero de 2027.
Análisis de la curva de carga en 30 minutos. Modelización de más de 250 variantes operativas. Informe de decisión con TIR, VAN y LCOS por cada escenario.
analizar la curva de carga