Más ciclos ≠ más ingresos. El uso múltiple se decide en los detalles de la lógica de control.
Tres canales de ingresos en paralelo en un hardware: comercialización FTM a servicios de red y mercado spot, optimización BTM contra picos de carga y tarifas de red, co-ubicación y autoconsumo a partir de MiSpeL mediados de 2026. El hardware es multi-uso. El control está optimizado para multi-uso. La diferencia reside en el EMS, no en la celda.
01 — Modelado Real
320.100 € Flujo de caja en el corredor regulado por AgNes - 1,5 años de período de recuperación. Estado actual: 97.200 €.
CUBE-CONCEPTS - Modelado en una ubicación industrial real en Sajonia. BESS de 1 MW / 2 MWh, inventario PV de 1.895 kWp, consumo anual de 6.795 MWh, carga pico de 1.284 kW, factura de peaje de red de ~310k €/año. Modelado en tres constelaciones regulatorias con datos de carga reales semihorarios.
Status quo (StromNEV 2026)
97.200 €
Flujo de caja anual total
Agnes netzgeführt
226.500 €
Flujo de caja anual total
Agnes preñado
320.100 €
Flujo de caja anual total
Multi-Use decide bajo qué constelación regulatoria aterrizará su inversión. Factor de 3,3 entre el límite inferior y el límite superior: con hardware idéntico, control idéntico, la misma ubicación.
¿Qué significan las tres constelaciones? Status quo (StromNEV 2026)regulación actual con §19 atipicidad - validez hasta el 31.12.2028. Agnes netzgeführt (Modelo B BNetzA): El almacenamiento sigue las señales de uso de la red — Flexibilidad orientada a la red. Agnes preñado (Modelo A de la BNetzA): el almacenamiento se ajusta a los precios del mercado al contado — flexibilidad orientada al mercado al contado. Ambos modos de AgNes estarán disponibles a partir del 1 de enero de 2029 (procedimiento de determinación de la BNetzA GBK-25-01-1#3; determinación definitiva a finales de 2026).
Referencias: CUBE-CONCEPTS, Modelización de la curva de carga, abril de 2026 · BNetzA, Documento de debate, 24 de septiembre de 2025 (modelo A/B) · BNetzA: Pautas sobre tarifas de red de almacenamiento, 16 de enero de 2026, y tarifas de red de inyección, 17 de febrero de 2026 (AgNes GBK-25-01-1#3) · KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Estudio de viabilidad del almacenamiento en baterías estacionarias, febrero de 2026 (hipótesis de referencia)
02 — Lo que encontrará en esta página
Cuatro profundidades para el tema multiusos
La pregunta multiusos tiene cuatro puntos de entrada lógicos: dependiendo de si desea comprender la mecánica de control, la viabilidad económica, las palancas regulatorias o comparar los modelos de negocio.
¿Cómo resuelve el control EMS tres conflictos diarios automáticamente: FCR vs. Peak Shaving, Arbitraje vs. §19, umbrales de ciclo?.
Puente de cascada: 200-300 k€ de ingresos brutos por FTM − gastos operativos = 145-245 k€ netos/MW. Cálculo comparativo de KPMG para 10 MW: LFP 9,5 % TIR / 601 000 € VAN, ZnBr 10,5 % TIR / 2 802 000 € VAN. Programa de inversión inmediata: 30 % % de amortización decreciente para todos, 40 % % de amortización especial solo para pymes.
§118, apdo. 6 EnWG, §19 StromNEV/AgNes, MiSpeL, Novela de la EEG de 2027, Ley de Picos Solares, §11c EnWG (Almacenamiento = interés público superior), Privilegio de exteriores §35 BauGB.
0 € de CapEx en el primer y segundo trimestre, con un reparto de beneficios del 25 % en el primer y sexto trimestre para los clientes, o inversión total con unos ingresos del 100 % en el primer y sexto trimestre en la compra.
03 — Lógica de control
¿Cómo resuelve el controlador tres conflictos diarios automáticamente?
Multi-Use suena simple. En la práctica, surgen tres conflictos diarios que deben resolverse sin intervención de producción y de forma totalmente automática.
Disponibilidad de FCR vs. Capacidad de Peak-Shaving
El FCR requiere de forma permanente unos 50 SoC de %, lo que ocupa capacidad que no está disponible para el «peak shaving». El CUBE EfficiencyUnit establece prioridades cada hora basándose en ventanas de HLZ, previsiones de carga y precios de mercado. El FCR solo genera unos 0,3 ciclos completos al día, lo que supone una degradación mínima con una contribución significativa a los ingresos.
Arbitraje-Fenster vs. §19 Abs. 2 Satz 1 Cumplimiento HLZ
Las fases de carga favorables entran en conflicto con las ventanas de carga máxima anual (HLZ) del operador de red. Se aplica el artículo 19 sobre atipicidad cuando la carga máxima anual se sitúa fuera de las ventanas HLZ; la carga de la red durante las ventanas HLZ pone en peligro esta condición. El CUBE EfficiencyUnit conoce todas las ventanas de HLZ y bloquea automáticamente los procesos de carga. El certificado se puede exportar directamente. Fecha límite: 30 de junio del año siguiente.
Umbral del ciclo: ¿Cuándo no vale la pena un ciclo?
Si el margen de precio es inferior a los costes proporcionales del ciclo (degradación + OPEX), el ciclo reduce el margen total. El CUBE EfficiencyUnit calcula el umbral de forma dinámica y solo ejecuta los ciclos rentables. Esa es la diferencia entre «apto para uso múltiple» y «optimizado para uso múltiple».
Capaz de uso múltiple vs. Optimizado para uso múltiple
Reclamación de hardware
La instalación puede tener varios modos de funcionamiento técnicamente. Conmutación manual. No hay resolución automática de conflictos. Actualización HLZ manual. FCR y Peak Shaving no coordinados simultáneamente. El cumplimiento del §19 depende de las decisiones del operador.
CUBE EficienciaUnidad
Priorización automática en tiempo real de todos los canales de ingresos. Ventanas de HLZ actualizadas diariamente. Umbral de ciclo calculado dinámicamente. Punto de retención FCR-SoC + capacidad de peak-shaving simultáneamente. Cumplimiento del §19 documentado automáticamente. A partir de AgNes 2029: respuesta de señal de precio en tiempo real en la misma plataforma.
Cronograma ilustrativo de un sistema de almacenamiento de baterías de uso múltiple
Precios bajos en bolsa. Tienda de arbitraje. Disponibilidad de FCR en 50 SoC % en paralelo.
Aumento de la carga de la red. Revisar §19-HLZ. Descarga parcial para servicio de peak-shaving.
Ventana HLZ activa. Descarga en picos de demanda. Cumplimiento del §19 asegurado automáticamente.
Con PV: Optimización del autoconsumo. Sin PV: ventanillas de precios favorables para la recarga.
Recorte de Picos + Descarga de Arbitraje. HLZ bloqueado — Cumplimiento §19 activo.
Disponibilidad de energía de regulación. 50 % SoC. Se está elaborando la documentación anual del artículo 19.
Ejemplo de rutina diaria: el control real depende de cada emplazamiento y reacciona en tiempo real a las señales del mercado y de la red. CUBE EfficiencyUnit se encarga de todas las decisiones de priorización de forma totalmente automática.
Comprobación de la lógica de control: ¿Cuánto está dejando su instalación inactivo hoy?
04 — Tres fases y trayectoria
Del funcionamiento FTM de día 1 al uso múltiple completo
Multi-Use no es un "big bang", sino una escalada regulada de monetización. Tres fases sobre el mismo activo, sin cambio de hardware.
FTM y BTM combinados
FTM: FCR + aFRR + mFRR como canal suplementario + arbitraje de mercado spot a través de agregador de primer nivel. BTM: Reducción de picos contra el precio de la potencia y §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV (hasta el 31.12.2028). Totalmente automático, sin intervención operativa.
→ Ingresos FTM 200–300 k€/MW/año + Palanca BTM
PV-Co-Location sumado
Ab MiSpeL: Almacenamiento híbrido (FV + Red) sin pérdida de compensación por las energías renovables según el §19 (3b) EEG. Las instalaciones fotovoltaicas pueden combinar por primera vez el arbitraje y la inyección a la red eléctrica con compensación — sin el anterior "o lo uno o lo otro".
Autoconsumo + FTM sin pérdida
Régimen arancelario consolidado
Reacción en tiempo real a las señales de precios spot (dirigida por precios) o a las señales de carga de la red (dirigida por la red). StromNEV expira el 31.12.2028, AgNes la reemplaza. Se elimina la exención total del contador de almacenamiento, pero los precios de la energía solo se aplicarán a las cantidades saldadas (pérdidas del almacenamiento).
→ Probablemente descuentos efectivos más altos que hoy
Trayectoria regulatoria 2025-2029
Los cambios regulatorios 2025-2029 no actúan de forma aislada, sino como un cambio coordinado del feed-in al autoconsumo. Cada palanca individual potencia el multiuso; ninguna va en contra del modelo.
| Momento | Hebel | Impacto en uso múltiple |
|---|---|---|
| desde febrero de 2025 | Ley del seguro de montaña | Precios negativos → no remuneración EEG (~575 h en 2025). Las ubicaciones fotovoltaicas necesitan almacenamiento para garantizar la rentabilidad. |
| 18.07.2025 | Programa de inversión inmediata | Boletín Oficial Federal 2025 I n.º 161: 30 % de amortización decreciente según el artículo 7, apartado 2, de la Ley del Impuesto sobre la Renta (EStG) para todas las empresas + 40 % adicionales de amortización especial según el artículo 7g, apartado 5, de la EStG solo para pymes con beneficios del año anterior ≤ 200 000 €. Válido para adquisiciones de BESS entre el 1 de julio de 2025 y el 31 de diciembre de 2027. |
| Nov/Dic 2025 | EnWG-Novelle | Derecho de uso del suelo al aire libre §35 párr. 1 n.º 11/12 BauGB a partir del 01/01/2026 (decisión del Bundestag 13/11/04/12/2025): almacenamiento en co-ubicación con instalación de energía renovable a partir de 1 MWh privilegiado; almacenamiento independiente a partir de 4 MW con una distancia máxima de 200 m a la subestación. §11c EnWG: almacenamiento = interés público primordial. |
| 16.04.2026 | Precio de la electricidad industrial | Autorización de ayudas de la UE. KUEBLL: 91 sectores, obligación de reinvertir 50 % en BESS/PV/eficiencia (CISAF). Bonificación por flexibilidad de +10 % con una reinversión de 80 % en flexibilidad de la demanda. |
| 1er trimestre de 2026 | Puntos de referencia de AgNes BNetzA | Fase de consulta: La BNetzA publica el documento GBK-25-01-1#3 con directrices sobre las tarifas de la red de almacenamiento (16 de enero de 2026) y las tarifas de la red de inyección (17 de febrero de 2026). Se aborda el almacenamiento como principal instrumento de optimización. La decisión definitiva se tomará a finales de 2026. |
| Mediados de 2026 | Determinación de MiSpeL | La Fase II es regulatoriamente limpia: sistemas de almacenamiento híbridos (EEG + electricidad de red) sin pérdida de compensación según §19 (3b) EEG. |
| Feb 2026 (RefE) | EEG-Novelle 2027 | Borrador del Ministerio Federal de Economía y Energía (BMWE) disponible públicamente desde el 27 de febrero de 2026 (a fecha de 22 de enero de 2026); acuerdo sobre las líneas generales entre la CDU/CSU y el SPD el 22 de abril de 2026. Previsiones: comercialización directa a partir de 25 kW, límite de inyección de 50 % para tejados fotovoltaicos, CfD bilateral a partir de 100 kW. El autoconsumo se convierte en la palanca clave de la rentabilidad: los sistemas de almacenamiento aumentan la cuota en una media de 11 puntos porcentuales (Fraunhofer ISE). |
| 01.01.2029 | AgNes Inicio | Fase III activa. StromNEV expira el 31/12/2028. El almacenamiento solo paga precios de trabajo por cantidades saldadas (pérdidas de almacenamiento). Separación de la componente de financiación y la componente de incentivo. Modelo A (liderado por precios) y Modelo B (liderado por la red) a partir de la operación piloto. |
| 04.08.2029 | §118-IBN-Plazo | 20 años de exención completa de los cargos de red (§118 Abs. 6 EnWG). No retroactivo; la puerta de acceso expiró después de eso. |
Referencias: BMWE, agosto de 2025 · Documento de consulta de la BNetzA 09/2025 + Pautas sobre las tarifas de la red de almacenamiento (16/01/2026) y las tarifas de inyección a la red (17/02/2026) (GBK-25-01-1#3) · BGBl. 2025 I n.º 161 (Programa de inversión inmediata) · EnWG / EEG / StromNEV · Fraunhofer ISE, diciembre de 2025 · Ley de picos solares desde el 25 de febrero de 2025 · Comunicado de prensa del BMWE sobre el precio de la electricidad industrial, 16 de abril de 2026
05 — Caso de inversión
¿Cómo se convierte un diferencial bruto de 200-300 k€ en una red FTM de 145-245 k€?
Los ingresos multiusos no son ingresos brutos. Los costos de comercialización y los gastos operativos fijos deben deducirse antes de que los ingresos netos aparezcan en el caso de inversión.
Ingresos brutos de FTM de 200 a 300 k€/MW/año: Benchmark de mercado para FTM de uso múltiple (FCR + aFRR + mFRR + arbitraje) basado en los resultados actuales de las subastas de regelleistung.net, volatilidad del mercado spot y suposiciones consistentes de KPMG (margen de 10 MW · perfil de 4 h · 2 ciclos × 110 €/MWh). Los ingresos concretos dependen en gran medida de la ubicación, el agregador y la fase del mercado; se requiere modelado específico de la ubicación.
Cálculo comparativo de KPMG — Almacenamiento estacionario de baterías
Supuestos del cálculo: sistema de almacenamiento de energía por batería (BESS) de 10 MW, perfil de 4 horas (40 MWh), 2 ciclos completos al día, 140 €/MWh de venta, 30 €/MWh de compra, WACC 6 %, plazo de 20 años. Comparación de las tres tecnologías principales.
9,5 %
TIR LFP
VAN 601 kEUR · CAPEX 250 €/kWh
10,5 %
IRR ZnBr
VAN 2.802 kEUR · TIR más alta
110
LCOS LFP €/MWh
Objetivo mínimo por ciclo
104
LCOS ZnBr €/MWh
El LCOS más bajo
Referencia: KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, “Investment Case: Stationärer Batteriespeicher”, febrero de 2026 (fig. 8-10, p. 21). LFP: VAN 601 000 EUR, TIR 9,5 %, %. ZnBr: VAN 2 802 000 EUR, TIR 10,5 % %. NIB (batería de iones de sodio): VAN 5 076 000 EUR, TIR 7,2 % % — valor absoluto más alto con una rentabilidad menor. Los valores se basan en un cálculo comparativo de KPMG con parámetros de entrada idénticos.
CAPEX-Ancho de banda 2026
| Tamaño de la instalación | Configuración | Ancho de banda CAPEX | €/kWh |
|---|---|---|---|
| 1 MW | 2 MWh, Perfil de 2 horas | ~500.000 € | ~250 €/kWh |
| 5 MW | 10 MWh, perfil de 2 horas | 1,75–2,0 millones de € | 175-200 €/kWh |
| 10 MW | 20 MWh, perfil de 2 horas | 3,5–4,0 millones de € | 175-200 €/kWh |
Programa de Inversión Inmediata — Apalancamiento Fiscal 2025-2027
Para las adquisiciones de BESS entre el 1 de julio de 2025 y el 31 de diciembre de 2027, se aplican dos palancas fiscales con diferentes ámbitos de aplicación:
- 1. Amortización decreciente hasta el 30 % % en el primer año (§7 Abs. 2 LIR) — para todas las empresas independientemente de su tamaño. En concreto: hasta el triple de la amortización lineal, con un máximo del 30 % del coste de adquisición al año; en los años siguientes, sobre el valor contable residual.
- 2. Amortización especial según el artículo 7g, apartado 5, de la Ley del Impuesto sobre la Renta (EStG) hasta 40 % distribuido hasta en 5 años solo para PYMES con beneficio del año anterior ≤ 200.000 € (límite de beneficio unificado según JStG 2020, §7g párr. 6 punto 1 EStG).
¿Qué significa esto para las empresas industriales? Los medianos y grandes empresarios, típicamente por encima del umbral de beneficio de 200.000 €, suelen utilizar solo la amortización decreciente (30 % el primer año). La combinación con la deducción del primer año de 70 % solo es aplicable si la empresa cumple el umbral de las pymes. Se recomienda un análisis fiscal caso por caso.
BESS califica como bien mueble del inmovilizado. Fuente: Gaceta Federal (BGBl.) 2025 I Nro. 161 del 18.07.2025; §7 párr. 2 EStG; §7g párr. 5 en relación con el párr. 6 EStG. La información proporcionada es a título informativo; no constituye asesoramiento fiscal. Más detalles: Programa de inversión inmediata — qué significa para BESS →
06 — Perfiles de ubicación
¿Qué combinación de ingresos se adapta a qué perfil de ubicación?
El uso múltiple no es una estrategia única. Lo que tiene sentido económico depende de la conexión a la red, el perfil de carga, la instalación fotovoltaica y el horizonte de planificación.
El precio de la demanda castiga un único pico de 15 minutos durante los siguientes 12 meses. Cada kilovatio-hora ahorrado en el pico de carga tiene un valor inmediato y medible. BTM va primero — FTM complementa.
La capacidad de conexión a la red disponible es la puerta de entrada a los mercados de servicios de red. Sin la presión de los picos de carga, el FTF es inmediatamente la palanca más fuerte. FTM llega primero — BTM sigue en la fase III.
Primario: Reducción de picos (BTM)
§19 Apartado 2 Frase 1 StromNEV (hasta 2028) como palanca · FCR complementario a partir de 1 MW de tamaño del sistema · Conexión generalmente en media tensión
Primario: aFRR + mFRR + Arbitraje (FTM)
200.000–300.000 €/MW/año potencial de ingresos FTM · Autoconsumo BTM en la fase III: la capacidad de conexión libre es la entrada
Primario: Autoconsumo + Reducción de picos (BTM)
Ab MiSpeL Mitad de 2026: BTM + FTM combinados — Operación híbrida sin pérdida de EEG según §19 (3b) EEG
Reinvertir en BESS como ISP
Obligación de reinversión de la CISAF: el BESS como contraprestación reconocida, incluso en el Contracting sin inversión propia
07 — Modelos de negocio
Compra frente a Contracting: una decisión sobre el estilo de inversión y la distribución de los beneficios
Ambos modelos cumplen con la obligación de reinversión de la CISAF (reinversión 50:1). Lo que difiere es la estructura del contrato, no la tecnología.
| Aspecto | BESS Contracting (CPFS) | BESS Compra |
|---|---|---|
| CapEx del cliente | 0 € | inversión de capital (CAPEX-Backbone) |
| Rescatar al cliente | 25 % de los ingresos netos de mercado a partir del día 1 | 100 % de todos los ingresos y ahorros |
| Libera CUBE | 75 % de los ingresos netos de mercado | 0 % |
| Balance | Fuera de balance (NIIF) | En Balance |
| Estructura del contrato | Contrato de Servicio y Participación en Beneficios | Contrato de compraventa + Contrato de mantenimiento |
| Obligación de reinversión KUEBLL | ✓ cumplido por CUBE-Investment | ✓ Cumplido por compra propia |
| Propiedad de hardware | Cubo | Cliente |
Ambos modelos se basan en el mismo fundamento: Elección de hardware independiente del fabricante, cálculo CUBE Open Book idéntico, lógica de control por fases idéntica. Lo que difiere es la estructura del contrato, no la tecnología. Ambos modelos cumplen con la obligación de reinversión de la CISAF (reinversión 50 %).
08 — Cómo el multiuso es recibido en el modelo de negocio
El uso múltiple no comienza en el almacenamiento, sino en la reserva de conexión a la red sin utilizar.
Cada centro industrial paga por la potencia contratada: el precio de la potencia, la cuota básica y la tarifa de red. La mayoría de los centros solo utilizan entre el 30 % y el 50 % de esa potencia. CPFS convierte esta reserva latente en una fuente de ingresos, sin inversión propia, sin riesgo de hardware y con un 25 % de participación en los beneficios para el cliente desde el primer día.
Conexión reservada
capacidad
hoy, entre 30 y 50 % sin usar
BESS Multiusos
FTM + BTM en un solo activo
Pila de redención
200–300 k€/MW/año Bruto
La mayoría de los proveedores preguntan *”¿cuánto puede invertir?”* o *”¿qué superficie tiene su tejado?”*. Nosotros preguntamos: ¿Cuánta de su capacidad de conexión a la red reservada y ya pagada está hoy sin utilizar? Convierte esta reserva silenciosa en almacenamiento de uso múltiple, sin necesidad de solicitar nueva capacidad de conexión, sin pasar por cuellos de botella en la aprobación.
09 — Lo que nos diferencia
Tres puntos que diferencian a CUBE CONCEPTS de los fabricantes de hardware y los proveedores a escala de servicios públicos.
El mercado alemán de BESS se divide aproximadamente en dos campos: fabricantes de hardware que venden su propia tecnología y proveedores a escala de servicios públicos que suministran a fondos de inversión. CUBE CONCEPTS no es ninguna de las dos cosas.
Licitamos cada proyecto, solicitando un mínimo de 3 ofertas comparativas. Sin sistemas propietarios, sin dependencia de fabricantes. La selección de hardware se basa en el perfil de carga, no en el stock del catálogo.
Los fabricantes de hardware venden su propia tecnología, ese es su modelo de negocio.
Transparencia total de costos antes de firmar: CAPEX, OPEX, lógica de participación en los beneficios, costos de marketing. Sin precio fijo sin desglose. Usted ve lo que compra.
Las ofertas de precio fijo sin desglose son comunes en el mercado.
CPFS Contracting para clientes C&I: sin inversión propia, sin riesgo de hardware, el 25 % de los ingresos netos de mercado se transfiere al cliente desde el primer día — CUBE 75 % %. Se cumple la obligación de reinversión de CISAF (reinversión del 50 % %), ya que CUBE asume la inversión.
Los proveedores de gran escala venden típicamente a fondos de inversión, no a empresas industriales.
Basado en más de 150 proyectos energéticos realizados en toda Europa. Obligación de reinversión: Comunicación de la Comisión CISAF (Marco de Ayudas Estatales para la Industria Limpia) N.º 121, Bruselas 25.06.2025.
10 — Palancas regulatorias 2026/2027
Seis palancas que transformarán la economía de uso múltiple en 2026/2027
El uso múltiple no es una ley natural, sino el resultado de la regulación actual. Estas seis palancas son las más importantes, y no actúan de forma aislada, sino como un desplazamiento coordinado.
§ 118 Apartado 6 de la Ley de Energía
Exención prorrateada de tarifas de red
20 años de exención total de tarifas de red para la electricidad cargada, con puesta en marcha hasta el 4 de agosto de 2029. No se puede adquirir retroactivamente. Por cada año de retraso, se pierden ~25.000 € por MW.
§19, apartado 2, oración 1 de la StromNEV / AgNes
Atypik-Privileg → AgNes 2029
Hasta el 31/12/2028: Reducción de los cargos de red por desplazamiento de carga fuera de la HTZ. A partir del 01/01/2029: AgNes sustituye a StromNEV. Los almacenes pagan precios por la energía consumida solo sobre cantidades netas (pérdidas de almacén) — descuentos efectivos previsiblemente mayores que hoy. Modelo A (dirigido por precios) vs. Modelo B (dirigido por la red) a partir del funcionamiento piloto.
MiSpeL a partir de mediados de 2026
Almacenamiento híbrido sin pérdidas de EEG
Integración de mercado de almacenamiento y puntos de carga: Operación simultánea según EEG y comercialización FTM sin pérdida de compensación según §19 (3b) EEG. Las ubicaciones fotovoltaicas pueden combinar arbitraje e inyección a la red EEG por primera vez.
EEG-Novelle 2027 (RefE Feb. 2026)
Marketing directo a partir de 25 kW
Comercialización directa a partir de 25 kW (actualmente 100 kW), límite de inyección de 50 % para instalaciones fotovoltaicas en tejados, CfD bilateral para licitaciones ≥ 100 kW. Los sistemas de almacenamiento aumentan la tasa de autoconsumo en una media de 11 puntos porcentuales (Fraunhofer ISE, diciembre de 2025): un factor clave para la rentabilidad bajo el nuevo régimen de retribución.
Obligación de reinversión de CISAF (16/04/2026)
Obligación de reinvertir
Subvención para el precio de la electricidad industrial: el 50 % de la subvención se destina a la reinversión en medidas para reducir los costes del sistema eléctrico (CISAF, UE, 25 de junio de 2025) — BESS cumple los requisitos. 91 sectores tienen derecho a la subvención KUEBLL. BESS Contracting cumple con la obligación sin necesidad de inversión de capital por parte del cliente.
EnWG-Novelle Nov 2025
§11c EnWG + §35 BauGB
§11c EnWG desde Nov 2025: Los almacenes se consideran proyectos de interés público superior - Procedimiento de autorización simplificado. Privilegio exterior §35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB a partir del 01.01.2026: Almacenes de co-ubicación con instalación de ER a partir de 1 MWh privilegiados en el exterior.
Referencias: EnWG · StromNEV · BNetzA GBK-25-01-1#3 (documento de debate de AgNes del 24 de septiembre de 2025, puntos de referencia para las tarifas de la red de almacenamiento del 16 de enero de 2026 y las tarifas de la red de inyección del 17 de febrero de 2026) · BNetzA, determinación MiSpeL · BMWE, EEG-RefE 2027 (pública desde el 27/02/2026) · Comunicación de la Comisión CISAF, Bruselas, 25/06/2025
11 — Quien va al mercado a comercializar
La comercialización Multi-Use-FTM se realiza a través de responsables certificados del balance.
Un almacenamiento industrial no puede participar directamente en FCR o aFRR. La comercialización se realiza a través de responsables de balance certificados (BKV) o proveedores de servicios de balance (BSP) con su propia conexión directa al TSO.
BESS industrial
Controlador CUBE-EfficiencyUnit
Agregador verticalmente integrado
Certificado BSP + Algoritmos de trading
Multi-Markt en paralelo
Energía de regulación + EPEX-Spot
En Alemania hay actualmente aprox. 40 empresas certificadas BSP (TransmissionCode 2007). Los agregadores de primer nivel operan sus propios algoritmos de negociación, están certificados como BSP (en lugar de pasar por intermediarios) y comercializan paralelamente en los mercados Day-Ahead, Intraday-Continuous y de servicios de ajuste. Esta integración vertical decide la diferencia de ingresos: Quien tiene software propio, opera su propio stack de datos y está directamente conectado a los operadores de redes de transmisión, logra un rendimiento superior al de los participantes promedio del mercado.
El estándar CUBE-CONCEPTS exige un agregador verticalmente integrado con certificación BSP, algoritmos de trading propios y optimización demostrable multi-mercado. Una estructura de distribución puramente de hardware sin certificado BSP o sin software de trading propio no alcanza esta profundidad.
Referencia: TransmissionCode 2007 · regelleistung.net · Certificación BSP según los requisitos del operador de red de transmisión
12 — Seguridad y protección contra incendios
Significado de "Multiuso" en relación con la seguridad
MULTI-USE aumenta la frecuencia de ciclo, pero no los requisitos de seguridad — estos son tecnológicamente independientes del modo de operación en baterías LFP estacionarias.
Estabilidad térmica
Las celdas LFP (Litio-ferrofosfato) no contienen cobalto y son más estables térmicamente que otras químicas de iones de litio. Estándar para almacenamiento industrial estacionario.
Conceptos de protección contra incendios certificados por VdS
Sistemas estandarizados de extinción de incendios, protección contra sobretensiones y control de temperatura en soluciones de contenedores cerrados con clase de protección IP definida.
Integración de red conforme a las normas
VDE-AR-N 4110/4120 (Media/Alta Tensión), DIN VDE 0100-712, arquitectura BMS redundante, protección contra rayos IEC 62305.
El control de uso múltiple no afecta al hardware de seguridad: los sistemas BMS, de detección y extinción de incendios son independientes del modo de operación. Una instalación FCR y una instalación de uso múltiple tienen los mismos requisitos de seguridad.
13 — Aclaración de términos
Multiusos no es multicanal: por qué la distinción es crucial para la economía
En el mercado alemán de BESS, los términos se utilizan a menudo indistintamente. En realidad, describen diferentes arquitecturas de ingresos con diferentes consecuencias económicas.
Multimercado
Pila de comercialización FTM (Front-of-the-Meter)
- Comercio del día anterior — Ofertas para el día siguiente
- Intradía Continuo — fluctuaciones de precios a corto plazo, avance de 5 minutos
- FCR (Potencia de regulación primaria) — ~0,3 ciclos completos/día
- aFRR + mFRR Reserva secundaria/de minutos
- Precios spot negativos — Arbitraje de carga en horas de excedente
Optimización maestra de FTM: el almacenamiento está en la red pública, delante del contador de la fábrica.
Multiusos
FTM + BTM en el mismo activo
- Todos los canales de ingresos multiespecíficos FCR, aFRR, mFRR, Spot, Intradía
- Reducción de Picos (BTM) — contra premio por rendimiento
- §19 Atypik / Optimización de AgNes — Reducción de tarifas de red
- Optimización del autoconsumo — con o sin sistema fotovoltaico
- Capacidad de operación autónoma / funcionamiento aislado — Seguridad de suministro
- Co-ubicación en MiSpeL — PV + BESS sin pérdida de la EEG
Multi-Market PLUS BTM-Anwendungen auf derselben Anlage — ese es el núcleo económico de Multi-Use.
Por lo tanto, Multi-Market es un subconjunto de Multi-Use. Quien opera un almacenamiento puramente Multi-Market deja el apalancamiento BTM sin utilizar — Peak Shaving, optimización §19/AgNes y autoconsumo no se incluyen allí. La diferencia entre Multi-Market y Multi-Use es exactamente el stack BTM: significativo para emplazamientos industriales con picos de carga, apalancamiento regulatorio de cargos de red o activos fotovoltaicos.
14 — Precio de la electricidad industrial 2026
KUEBLL y obligación de reinversión CISAF: por qué las empresas industriales cumplen la obligación de reinversión con BESS
La autorización de la UE de la ayuda estatal para la tarifa eléctrica industrial alemana (16 de abril de 2026) está vinculada a la obligación de reinversión de la CISAF (reinversión del 50 %): el 50 % de la ayuda debe reinvertirse en energías renovables o en sistemas de almacenamiento.
Permiso KUEBLL — 91 sectores
Compensación de la ayuda por coste de electricidad y de la red de transporte para sectores intensivos en electricidad (producción de hierro y acero, química, aluminio, papel, vidrio, entre otros). 91 sectores son elegibles para recibir ayuda. Requisito: Ubicación en Alemania, intensidad de electricidad según la clasificación WZ.
Cálculo de la ayuda: de hasta 50 % a 50 %
Descuento de hasta 50 % sobre el precio de referencia al por mayor, aplicado a un máximo de 50 % del consumo anual de electricidad, con un mínimo de 5 céntimos/kWh (50 EUR/MWh). Vigencia: del 1 de enero de 2026 al 31 de diciembre de 2028. Solicitud con carácter retroactivo a partir de 2027 a través de la BAFA. Pago en el año siguiente correspondiente.
Obligación de reinversión — 50 % según CISAF
El 50 % de la ayuda recibida corresponde a dentro de 48 meses reinvertir en una de las siguientes medidas: instalaciones de energías renovables (FV, eólica), almacenamiento (batería, térmico), medidas de eficiencia energética, electrolizadores o electrificación. BESS califica completamente.
Bonificación por flexibilidad — +10 % de ayuda
La cantidad de subvención se reducirá en 10 % aumentado, siempre que la empresa demuestre que al menos el 80 % de la obligación de reinversión se destina a medidas destinadas a aumentar la flexibilidad de la demanda. A su vez, de ese porcentaje, al menos el 75 % debe destinarse a reinversiones. Multi-Use-BESS califica directamente — La gestión de picos de carga, la optimización del autoconsumo y la comercialización de FTM (Free-market Termeasurement) son exactamente las medidas que bonifican.
Cómo cumple Contracting con su obligación
En el modelo BESS Contracting, CUBE CONCEPTS asume la totalidad de la inversión. No obstante, se cumple la obligación de reinversión del cliente, ya que la instalación se construye en las instalaciones del cliente y este la utiliza con la electricidad subvencionada (de conformidad con las disposiciones del CISAF, UE, 25 de junio de 2025). No se requiere aportación de capital propio, y se cumple plenamente con los requisitos de las ayudas.
Referencia: Comunicación de la Comisión “Marco para las ayudas estatales a la industria limpia” (CISAF), Bruselas 25.06.2025 · Nota de prensa del BMWE sobre el precio de la electricidad industrial 16.04.2026 · Procedimiento de solicitud de la BAFA a partir de 2027 · KUEBLL Lista parcial 1, Anexo I (CELEX:52022XC0218(03))
15 — Referencias
Más de 150 proyectos energéticos realizados en Europa. ~100 MW de capacidad BESS actualmente en construcción.
Empresas industriales seleccionadas con las que CUBE CONCEPTS ha realizado o está realizando proyectos de PV y BESS.
TI Automotriz
Magna
Valeo
Voestalpine
Tenneco
ITW
En preparación 2026
Ubicación Industrial Sajonia — BESS de 1 MW / 2 MWh, 1.895 kWp de PV existente, modelado multiuso en tres constelaciones regulatorias
Proyecto de canalización
Thermal Management Solutions DE Oberboihingen GmbH (WAHLER) — BESS Contracting en preparación
Planta fotovoltaica en funcionamiento desde el verano de 2025. Sistema de almacenamiento industrial con el modelo Contracting como tercera fase de la estrategia de sostenibilidad. Fabricante de tecnología de alta calidad para termostatos y control de temperatura. El director general, Holger Kiebel, afirma: *”Los sistemas de almacenamiento en baterías son el siguiente paso lógico”.*
16 — Preguntas frecuentes
Sistemas de almacenamiento de energía con múltiples usos — Respuestas para los responsables de la toma de decisiones
Las doce preguntas más frecuentes sobre uso múltiple, lógica de control, viabilidad económica y regulación.
En el caso de LFP, la instalación pierde 2,1 % de capacidad al año (KPMG, febrero de 2026). El rendimiento por ciclo debe superar los costes de degradación proporcionales más los gastos operativos (OPEX). El FCR (~0,3 ciclos/día) es casi siempre rentable: baja carga de trabajo, precio de capacidad estable. La CUBE EfficiencyUnit solo realiza ciclos de arbitraje si el margen es positivo.
200.000–300.000 € de potencial de ingresos FTM por MW y año provenientes de FCR, aFRR, mFRR y arbitraje (KPMG AG, Investment Case, feb. 2026). Esto es independiente de la ubicación — no se requiere instalación fotovoltaica.
IBN-Fecha límite: 4 de agosto de 2029. Las baterías de almacenamiento con puesta en marcha hasta esta fecha recibirán 20 años de exención completa de tarifas de red por la electricidad cargada (§118 párr. 6 EnWG). Plazo de planificación para conexión existente: 6–12 meses. Obra nueva: 18–24 meses.
Sí, siempre que el sistema de control cumpla con el artículo 19. El CUBE EfficiencyUnit es compatible con FCR-SoC (~50 %) y bloquea automáticamente los procesos de carga durante los intervalos de horas pico. Ambas fuentes de ingresos funcionan simultáneamente sin necesidad de intervención manual.
A partir de MiSpeL (decisión de la BNetzA, mediados de 2026) es posible la operación simultánea de EEG y la comercialización FTM sin pérdida de remuneración. Las instalaciones fotovoltaicas podrán combinar por primera vez arbitraje e inyección de EEG, sin el anterior dilema de "o esto o lo otro".
El CUBE EfficiencyUnit registra cada proceso de carga y cada periodo relevante para el HLZ con marca de tiempo. El informe anual (fecha límite: 30 de junio del año siguiente) se puede exportar directamente y se archiva de forma que quede a prueba de auditorías, sin necesidad de realizar un registro manual.
Multi-Use-fähig significa: el hardware soporta técnicamente múltiples modos. Multi-Use-optimizado significa: el control prioriza automáticamente los canales de ingresos, calcula dinámicamente los umbrales de ciclo y documenta el cumplimiento del §19 sin intervención manual. La lógica de control es crucial, no el hardware.
Sí. FTM-Multi-Uso (FCR, aFRR, mFRR, Arbitraje) es totalmente independiente de la fotovoltaica. El potencial de ingresos de FTM de 200.000-300.000 € por MW/año se genera exclusivamente a través del arbitraje de mercado y la energía de reserva, sin ninguna autogeneración.
A partir de AgNes (BNetzA BGK-25-01-1#3, a partir del 1 de enero de 2029), la señalización dinámica de precios sustituirá a las ventanas HLZ estáticas. El CUBE EfficiencyUnit reacciona a ambas en tiempo real: no se necesita ni hardware nuevo ni un contrato nuevo.
Costo Nivelado del Almacenamiento (LCOS) = Costo total por MWh almacenado a lo largo de la vida útil. Para el almacenamiento de baterías LFP: 110 EUR/MWh (KPMG AG, feb. 2026). Los ingresos de uso múltiple de FCR y arbitraje suelen superar este valor varias veces; el LCOS es el punto de referencia mínimo para cada ciclo.
El Programa de Inversión Inmediata (BGBl. 2025 I Nr. 161 del 18.07.2025) ofrece dos palancas fiscales con diferentes ámbitos de aplicación: Amortización decreciente hasta el 30 % % en el primer año (§7 párr. 2 EStG) se aplica a todas las empresas. El adicional Amortización especial según el artículo 7g, apartado 5, de la Ley del Impuesto sobre la Renta (40 % repartido en un máximo de 5 años) es en PYMEs con beneficio del año anterior ≤ 200.000 € limitado. Solo la combinación de ambos da como resultado la deducción del primer año 70-%, tan citada; para las medianas y grandes empresas industriales que superan el límite de beneficios, se aplica únicamente la amortización 30-%. BESS se considera un activo fijo mueble. Se recomienda un análisis fiscal caso por caso. Más información al respecto: Programa de Inversión Inmediata — qué significa para BESS →
La enmienda a la Ley de Energía de Red Eléctrica (EnWG) de noviembre de 2025 ha establecido dos palancas para los sistemas de almacenamiento de energía de baterías (BESS) industriales: (1) el §11c de la EnWG clasifica los sistemas de almacenamiento de energía como proyectos de interés público superior, lo que fortalece su aplicabilidad frente a intereses contrapuestos en los procedimientos de autorización. (2) El §35, apartado 1, número 11 de la Ley de Planificación Urbanística (BauGB) (a partir del 01.01.2026) privilegia expresamente los sistemas de almacenamiento de co-ubicación con instalaciones de energías renovables (EE) a partir de 1 MWh en zonas exteriores; el número 12 abarca los sistemas de almacenamiento independientes a partir de 4 MW con una distancia máxima de 200 m a una subestación. Nota: El Energy Sharing según el §42c de la EnWG (a partir del 01.06.2026) se limita a operadores de instalaciones no comerciales, PYME y municipios, y no está disponible para la industria inicialmente.
17 — Siguiente paso
Analizar el potencial de uso múltiple, específico del sitio
Envíe su perfil de carga. CUBE CONCEPTS calcula los potenciales BTM y FTM por separado, basándose en benchmarks de mercado auditados por KPMG y en los puntos de referencia de la BNetzA sobre tarifas de red de almacenamiento e inyección (16.01./17.02.2026). Modelado a libro abierto en tres constelaciones regulatorias, sin coste ni compromiso.
Enviar último artículo — análisis de potencial gratuito →§118 no se puede adquirir retroactivamente — KPMG AG, febrero de 2026 · ~25.000 €/mes de beneficio perdido con 1 MW
Nota sobre contenido y ubicación
Estado: 05.05.2026. Todas las indicaciones regulatorias (CISAF, KUEBLL, AgNes, MiSpeL, §118 EnWG, EEG-Novelle 2027, Investitionssofortprogramm) se basan en fuentes publicadas en el momento de su elaboración; las determinaciones, los reglamentos legales y las notificaciones de la UE pueden cambiar. Las declaraciones fiscales no constituyen asesoramiento fiscal; se requiere un examen individual por parte de un asesor fiscal. Las indicaciones de rentabilidad (ingresos FTM, TIR, VAN, período de recuperación) son puntos de referencia del mercado o cálculos comparativos de KPMG y no rendimientos garantizados. Se requiere una modelización específica del sitio.