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

Exención de tarifas de red por 20 años para sistemas de almacenamiento de baterías con puesta en marcha hasta el 4 de agosto de 2029. No adquirible con carácter retroactivo. No prolongable. El factor individual a largo plazo más fuerte en el cálculo de la rentabilidad de los BESS.

Fuente: § 118, apartado 6 de la Ley alemana de la Industria Energética (EnWG)

Faculta a los operadores de redes para aplicar tarifas de red variables en el tiempo a los dispositivos de consumo controlables (entre otros, sistemas de almacenamiento por baterías). En vigor desde el 1 de abril de 2025. Los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) con conexión a un sistema de gestión de energía (EMS) pueden reaccionar a las señales de la red y beneficiarse de tarifas de red reducidas en periodos de baja demanda.

Fuente: §14a EnWG (desde el 1.4.2025)

Bonificación en los peajes de red para empresas con uso atípico de la red demostrable. Condición: mantenerse por debajo de la media de la red en las 15 franjas horarias de demanda máxima (HLZ). Válido hasta el 31/12/2028. Afecta exclusivamente al apartado 1, no al apartado 2 (reformado por BK4-22-089). Aplicable de forma independiente.

Fuente: § 19 párr. 2 frase 1 de la Ordenanza sobre tarifas de acceso a la red eléctrica (StromNEV)

Reserva de restauración automática de frecuencia. Potencia de regulación secundaria. Los sistemas de almacenamiento en batería deben suministrar su potencia máxima en un plazo de 30 segundos. Canal de ingresos FTM más fuerte para el almacenamiento industrial en 2025.

Fuente: Índice de Ingresos de Baterías ISEA RWTH 2025

Incentivos para la gestión de congestiones en la red. Procedimiento de la BNetzA BGK-25-01-1#3. Normativa que sustituye al artículo 19, apartado 2, del StromNEV a partir del 1 de enero de 2029. Introduce señales dinámicas de tarifas de red basadas en la curva de carga.

Fuente: BNetzA BGK-25-01-1#3

Plazo necesario para amortizar íntegramente los costes de inversión con los ingresos corrientes. Para la compra de un BESS en un sistema de uso múltiple: normalmente entre 2 y 4 años (KPMG AG, febrero de 2026, para 1 MW). Se aplica exclusivamente al modelo de compra, no a los modelos Contracting sin inversión propia.

Fuente: Caso de Inversión de KPMG feb. de 2026

Descuento en los peajes de red según el artículo 19, apartado 2, frase 1 de la StromNEV para empresas que, según se demuestre, se sitúan por debajo de la media de la red durante las 15 franjas horarias de carga máxima (HLZ) del gestor de red local. Válido hasta el 31/12/2028.

Fuente: § 19 párr. 2 frase 1 de la Ordenanza sobre tarifas de acceso a la red eléctrica (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: 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: § 8 StromNZV

Decisión de la BNetzA sobre la metodología de cálculo según el § 19, apdo. 2, frase 2 de la StromNEV (carga de banda). Afecta exclusivamente al § 19, apdo. 2, frase 2, no al § 19, apdo. 2, frase 1 (uso atípico de la red). Expirado el 31.12.2025.

Fuente: Raue Rechtsanwälte, dic. 2025 · BNetzA BK4-22-089

Dimensión operativa del sistema de almacenamiento de baterías en la red interna de la empresa. Aplicaciones BTM (Behind-the-Meter): reducción de picos de demanda (peak shaving), §19 uso atípico de la red, exención de peajes de red según el §118, optimización del autoconsumo.

Fuente: § 19 párr. 2 frase 1 de la Ordenanza sobre tarifas de acceso a la red eléctrica (StromNEV) · § 118, apartado 6 de la Ley alemana de la Industria Energética (EnWG)

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

Modelo operativo BESS sin inversión propia: CUBE CONCEPTS invierte, opera y comercializa; el operador del emplazamiento paga una tasa de uso basada en la participación en los ingresos acordada (estructura CPFS). Diferenciación con la compra: sin activo en balance, sin riesgo de CAPEX, procesos de toma de decisiones más cortos. Condiciones de libro abierto antes de la celebración del contrato.

Fuente: CUBE CONCEPTS GmbH · Contrato marco Contracting

CUBE Profit Flex Solution. Modelo operativo BESS autónomo: 0 € de CAPEX, gestión completa del mercado FTM a cargo de CUBE CONCEPTS hasta la transferencia de la propiedad. Contabilidad transparente, compatible con las NIIF, posibilidad de contabilización fuera de balance. Sin Contracting.

Fuente: CUBE CONCEPTS GmbH

Tasa de carga o descarga de un sistema de almacenamiento de batería en relación con su capacidad nominal. 1C = carga/descarga completa en 1 hora; 0,5C en 2 horas. Es fundamental para la comercialización: la FCR requiere sistemas de 1C (descarga de 1 h), y la aFRR, sistemas de 0,5C (descarga de 2 h). La tasa C determina a qué mercados de energía de regulación se puede acceder y, por tanto, la combinación de ingresos.

Fuente: regelleistung.net

Directiva sobre información corporativa en materia de sostenibilidad. Directiva de la UE sobre la información de sostenibilidad obligatoria según las normas ESRS (a partir de 2025). Los sistemas de almacenamiento en batería proporcionan puntos de datos auditables para la norma ESRS-E1 (cambio climático): reducción mensurable de Alcance 2 mediante autoconsumo e integración de energías renovables. El informe mensual de libro abierto de CUBE CONCEPTS ofrece datos compatibles con la CSRD de serie.

Fuente: Directiva de la UE 2022/2464 · 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

Infraestructura de control y comercialización CUBE CONCEPTS para sistemas de almacenamiento de baterías. Coordina la comercialización FTM (FCR, aFRR, mFRR, arbitraje) y aplicaciones BTM (recorte de picos, §19, §118) en tiempo real. Operación de uso múltiple.

Fuente: CUBE CONCEPTS GmbH

Pérdida de capacidad de un sistema de almacenamiento en batería a lo largo de su vida útil. Tecnología LFP: pérdida de capacidad típica de 2,1 % al año (KPMG AG, febrero de 2026).

Fuente: Caso de Inversión de KPMG feb. de 2026

Agrega múltiples sistemas BESS < 1 MW en una planta de energía virtual y los comercializa conjuntamente en los mercados de energía de reserva (agrupación). Permite ingresos FTM (FCR, aFRR, mFRR, arbitraje) incluso por debajo del umbral de acceso directo de 1 MW. Tamaño mínimo para la participación en la agrupación: 750 kW.

Fuente: regelleistung.net · § 5 StromNZV

Estrategia BTM: La electricidad fotovoltaica generada por uno mismo se almacena temporalmente en la batería y se utiliza posteriormente en el propio hogar o empresa, en lugar de verterse a la red. Reduce el consumo de electricidad de la red (término de energía) y aumenta la tasa de autoconsumo fotovoltaico. MiSPeL (a partir de mediados de 2026) permite el autoconsumo simultáneo y la comercialización FTM sin pérdida de la retribución de la EEG.

Fuente: §15 EEG 2023 · Resolución MiSPeL de la BNetzA

Sistema de control que coordina en tiempo real los ciclos de carga y descarga del sistema de almacenamiento de energía en batería. Optimiza diariamente la distribución entre BTM y FTM: gestión de picos de demanda, justificación de consumo atípico según el artículo 19, presentación de ofertas FTM (FCR, aFRR, mFRR, arbitraje) y el autoconsumo simultáneamente. CUBE EfficiencyUnit es el EMS propio de CUBE: la infraestructura de control para el funcionamiento multiuso.

Fuente: CUBE CONCEPTS GmbH

Reserva de control de frecuencia. Regulación primaria. Los sistemas de almacenamiento en batería reaccionan en segundos a las desviaciones de frecuencia en la red eléctrica europea interconectada (±200 mHz). Subastas horarias en regelleistung.net.

Fuente: regelleistung.net

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 Baterías ISEA RWTH 2025

Todos los costos de inversión de un sistema BESS: hardware (módulos de baterías, inversores, contenedores), conexión a la red, planificación, permisos, instalación, puesta en marcha, EMS, precalificación. Valor de referencia: ~250 €/kWh (KPMG AG, feb. de 2026, sistema LFP). Los CAPEX son la base para el cálculo del LCOS y del período de recuperación de la inversión en caso de compra. En el modelo CPFS: los CAPEX los asume íntegramente CUBE CONCEPTS.

Fuente: Caso de Inversión de KPMG feb. de 2026

Los 15 momentos al año en los que el operador de red local registra su demanda máxima anual. Base para el uso atípico de la red según el § 19, apdo. 2, frase 1 de la Ordenanza alemana sobre tarifas de acceso a la red eléctrica (StromNEV). Los sistemas de almacenamiento de baterías se descargan específicamente durante las horas de punta de carga.

Fuente: § 19 párr. 2 frase 1 de la Ordenanza sobre tarifas de acceso a la red eléctrica (StromNEV)

Momento formal de la primera puesta en servicio en paralelo con la red de una instalación. Relevante para el § 118, apdo. 6 de la Ley alemana de la Industria Energética (EnWG): la puesta en servicio hasta el 4 de agosto de 2029 garantiza una exención de los peajes de acceso a la red durante 20 años.

Fuente: § 118, apartado 6 de la Ley alemana de la Industria Energética (EnWG)

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 temporal del precio de la electricidad para las empresas con un alto consumo energético incluidas en la lista KUEBLL (2026-2028). Precio objetivo: aprox. 5 céntimos/kWh sobre el 50 % del consumo. Obligación de contrapartida: invertir al menos el 50 % de la ayuda en medidas de descarbonización o de flexibilidad (48 meses). Se reconocen explícitamente los sistemas de almacenamiento en baterías (CISAF, apartado 121). Bonificación por flexibilidad: +10 % si la reinversión es ≥ 80 %. → Página: Precio de la electricidad industrial

Fuente: Borrador de las directrices de financiación del BMWE, ene. de 2026 · CISAF n.º 121 · BAFA (autoridad de aplicación)

Tasa interna de rendimiento: la tasa de descuento a la que el valor actual neto de la inversión es igual a cero. En la práctica: la rentabilidad de la inversión expresada en porcentaje. Para la compra de un BESS en un régimen de uso múltiple: 10,5 % IRR (KPMG AG, febrero de 2026, para 1 MW / 40 MWh). Valor de referencia para decisiones de inversión: superior al de las inversiones industriales típicas con un plazo de amortización de entre 2 y 4 años.

Fuente: Caso de Inversión de KPMG feb. de 2026

Opción del titular del emplazamiento, anclada en el contrato CPFS, de adquirir la instalación BESS tras la operación de mercado por parte de CUBE CONCEPTS en condiciones acordadas previamente. Garantiza el control total sobre la instalación en un momento determinado, sin riesgo de capital inicial. La opción de compra está explícitamente reconocida como contraprestación ISP (CISAF margen. 121).

Fuente: CUBE CONCEPTS GmbH · CISAF n.º 121

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: § 40 MessZV · CUBE CONCEPTS GmbH

Coste nivelado del almacenamiento. Coste total por kWh almacenado a lo largo de la vida útil de la instalación, incluyendo CAPEX, OPEX y degradación. Principal indicador comparativo para las tecnologías de almacenamiento. Valor de referencia para LFP: 110 €/MWh (KPMG AG, febrero de 2026, 10 MW / 40 MWh / WACC 6 % / 2 cargas/día).

Fuente: Caso de Inversión de KPMG feb. de 2026

Componente del cargo de red según el §17 StromNEV. Calculado sobre la base del punto de carga máxima anual: el valor medio más alto de 15 minutos de todo el año. Este único valor determina el precio de la potencia para los 12 meses siguientes. El recorte de picos (peak shaving) con BESS reduce exactamente este pico y, por lo tanto, disminuye el precio de la potencia de forma permanente, independientemente del §19.

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

Fosfato de litio y hierro. Actualmente, la tecnología más económica después de LCOS para sistemas de almacenamiento industrial estacionarios. Ventajas: elevada vida útil en ciclos (~4.000–6.000 ciclos), baja degradación (2,1 % de pérdida de capacidad al año, KPMG AG, febrero de 2026), estabilidad térmica y ausencia de dependencia del cobalto.

Fuente: Caso de Inversión de KPMG feb. de 2026

Reserva de restauración de frecuencia manual. Tertiärregelleistung. Tiempo de reacción: activación completa en 12,5 minutos (activación manual por los gestores de redes de transporte). Para el almacenamiento en baterías, es secundario en comparación con la FCR y la aFRR, y es complementario en determinadas situaciones de mercado.

Fuente: regelleistung.net

Integración en el mercado de almacenamiento estacionario. Definición de la BNetzA sobre la subvención del EEG y la integración en el mercado FTM. A partir de mediados de 2026: funcionamiento simultáneo BTM y FTM para instalaciones EEG sin pérdida de la retribución del EEG. Sin instrumento de tarifa de red del §19.

Fuente: Determinación MiSPeL de la BNetzA

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 interconexión entre el centro de trabajo y la red eléctrica pública. La capacidad de conexión a la red disponible determina la potencia máxima instalable del BESS. A partir de ≥ 1 MW: acceso directo al mercado FTM (FCR, aFRR, mFRR). A partir de 750 kW: posibilidad de agrupación (pooling) a través de un comercializador directo. La capacidad de conexión a la red es el parámetro de planificación más importante específico del emplazamiento; determina todo el caso de negocio.

Fuente: regelleistung.net · § 5 EnWG

Tasa por el uso de la red eléctrica. Representa alrededor del 40 % del precio de la electricidad industrial (BMWE, agosto de 2025). Se compone de un componente de consumo, un componente de potencia (punto de máxima carga anual) y otros recargos.

Fuente: BMWE, agosto de 2025 · § 17 de la Ordenanza sobre Tarifas de Acceso a la Red Eléctrica (StromNEV)

Tecnología alternativa de iones de litio: mayor densidad energética que la de LFP, pero mayor riesgo térmico (peligro de incendio en caso de sobrecarga), mayor degradación y dependencia del cobalto en la cadena de suministro. En el mercado de almacenamiento C&I de 2026, desplazada en gran medida por la LFP. CUBE CONCEPTS recomienda la LFP para sistemas BESS de uso múltiple en aplicaciones industriales debido a su superior vida útil cíclica y estabilidad térmica.

Fuente: Caso de Inversión de KPMG feb. de 2026

Estructuración de balances en la que el activo no aparece como pasivo; sin influencia en la ratio de capital propio, las líneas de crédito o la calificación crediticia. Relevante para empresas con financiación bancaria activa u obligación de informar según las NIIF. Posible con el modelo CPFS; requisito previo: estructura contractual conforme a la NIIF 16.

Fuente: NIIF 16

Principio de gobernanza en el modelo CPFS: todas las posiciones de ingresos y costes son plenamente visibles antes de la firma del contrato; no hay asimetría de información entre CUBE CONCEPTS y el propietario de la ubicación. Base para una estructura contable auditable y conforme a las NIIF (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)

Agregación de múltiples sistemas BESS < 1 MW en una planta de energía virtual que participa conjuntamente en los mercados de energía de reserva. Coordinado por un comercializador directo. Tamaño mínimo: 750 kW. La agrupación permite obtener ingresos FTM (FCR, aFRR, mFRR, arbitraje en el mercado diario) también para ubicaciones más pequeñas, sin necesidad de acceso directo propio al mercado de energía de reserva.

Fuente: regelleistung.net · CUBE CONCEPTS GmbH

Aprobación formal por parte del operador de la red de transporte (ORT) para la participación en los mercados de energía de reserva. Requisitos: potencia mínima de 1 MW, tiempos de respuesta, contador RLM, comprobante de disponibilidad.

Fuente: 50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW

Modelo de remuneración en el modelo CPFS: como propietario del emplazamiento, recibirá el 25 % de los ingresos netos de mercado — tras deducir todos los gastos operativos (funcionamiento, comercialización, TI)—, sin inversión propia y sin gastos de explotación. CUBE CONCEPTS recibe el 75 % y asume todos los costes de inversión y de explotación.

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

Termino genérico para los servicios del sistema para el mantenimiento de la frecuencia en la red síncrona europea (frecuencia nominal: 50 Hz). Incluye FCR (primaria, segundos), aFRR (secundaria, 30 segundos) y mFRR (terciaria, 12,5 minutos). Los sistemas de almacenamiento en batería son especialmente adecuados debido a su capacidad de respuesta en milisegundos y su flexibilidad. Licitación por parte de los cuatro operadores de transporte alemanes a través de regelleistung.net. → Página: Energía de regulación

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

Medición de potencia registrada. Procedimiento de contador para grandes consumidores a partir de ~100.000 kWh/año. Proporciona datos de perfil de carga de 15 minutos: base para el dimensionamiento de BESS, la certificación §19-Atypik y la optimización de operaciones.

Fuente: § 40 MessZV

Indicador de la rentabilidad de una inversión: ROI = (beneficio ÷ coste de la inversión) × 100 %. Para la adquisición de un BESS en régimen de uso múltiple: la amortización habitual de 2 a 4 años equivale a un ROI de 25 a 50 % al año (KPMG AG, febrero de 2026). El ROI se aplica exclusivamente al modelo de compra; en el caso del CPFS-Contracting no se requiere CAPEX, por lo que el valor de referencia relevante es la participación en los beneficios.

Fuente: Caso de Inversión de KPMG feb. de 2026

Nivel de carga actual del acumulador de batería en porcentaje de la capacidad nominal (0 % = vacío, 100 % = lleno). El EMS optimiza el SOC diariamente: para la simetría del FCR (demanda en ambas direcciones), suele mantener un SOC de 50 %. Para el «peak shaving», se descarga por completo por la tarde para volver a cargarse por la noche. La gestión del SOC determina la disponibilidad para todos los mercados FTM.

Fuente: IEC 62933 · CUBE CONCEPTS GmbH

Comercio de energía eléctrica en los mercados diarios (EPEX SPOT, subasta diaria) e intradiarios. Almacenamiento en baterías que se carga con precios bajos o negativos y se vuelca a la red con precios altos. 457 horas de precios negativos en 2024 (EPEX SPOT). El potencial de ingresos aumenta estructuralmente con la creciente proporción de energías renovables en la red.

Fuente: Caso de Inversión de KPMG feb. de 2026 · EPEX SPOT SE

Operador del sistema de transmisión de alta tensión (≥ 220 kV). En Alemania hay cuatro OST: 50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW. Convocan licitaciones de energía de regulación (FCR, aFRR, mFRR), otorgan cualificaciones previas y activan la mFRR manualmente. Cada OST es responsable de su propia zona de control, con diferencias de precios específicas de cada ubicación.

Fuente: regelleistung.net · § 12 EnWG

Indicador de la intensidad de uso: cociente entre el consumo de energía anual (kWh/año) y la potencia conectada (kW). Relevante para el §19, apartado 2, frase 2 de la StromNEV (privilegio de carga en banda): los requisitos eran ≥ 7.000 horas de carga plena (VBH) y ≥ 10 GWh de consumo anual. La resolución BK4-22-089 puso fin a esta frase 2 con efecto a 31/12/2025; el §19, frase 1 (uso atípico de la red) no se ve afectado por ello.

Fuente: art. 19, apdo. 2 del StromNEV · BNetzA BK4-22-089

Un ciclo completo de carga y descarga (0 % → 100 % → 0 % de estado de carga). Parámetro clave para el cálculo de la vida útil y la modelización LCOS. Sistemas LFP: normalmente entre 4.000 y 6.000 ciclos completos a lo largo de su vida útil. Base LCOS de KPMG: 2 ciclos completos al día.

Fuente: Caso de Inversión de KPMG feb. de 2026 · IEC 62933

Coste medio ponderado del capital (WACC): la tasa mínima de rendimiento exigida sobre el capital propio y ajeno invertido. Base para el cálculo del LCOS: KPMG AG utiliza un WACC de 6 % en el estudio de viabilidad de febrero de 2026 (10 MW / 40 MWh). Cuanto más bajo sea el WACC, más económico será el LCOS calculado. Las empresas con un coste de capital más bajo obtienen, teóricamente, un LCOS más bajo.

Fuente: Caso de Inversión de KPMG feb. de 2026

Batería de flujo redox basada en bromo y zinc. LCOS más económico en la comparación C&I: 104 €/MWh (KPMG AG, feb. 2026). Ventaja: prácticamente sin pérdida de capacidad en descargas profundas. En comparación con LFP: menor densidad de potencia, mayor volumen de construcción, cadena de suministro más limitada; en el mercado C&I de 2026, su uso es significativamente menos frecuente.

Fuente: Caso de Inversión de KPMG feb. de 2026