Optimización de peajes de red §19 + §118 + AgNes
Tres palancas regulatorias, una hoja de ruta. Para empresas industriales a partir de 1 MW pico, hasta la fecha límite de puesta en marcha el 4 de agosto de 2029.
Vencimiento de la regulación atípica
20 años de exención de cargos por redes
BNetzA GBK-25-01-1#3
basado en datos de carga reales de media hora
Analizar la curva de carga — en 30 minutos a la hoja de ruta de palancas regulatorias →
El peaje de red no es una partida menor para la industria electrointensiva. Es el principal bloque de costes, y el único que se puede palancar mediante la regulación.
La trampa de los costes: componente de carga máxima del peaje de red
En las empresas industriales a partir de 1 MW pico, la proporción de los cargos de red en los OPEX de electricidad suele situarse entre el 30 y el 40 por ciento. El factor determinante es el componente de potencia (ventana de hora de punta), que escala linealmente con la demanda máxima anual. Un pico de carga de 1.000 kW durante 15 minutos es suficiente para fijar el precio de la potencia durante todo un año de facturación.
Tres factores estructurales agravan la situación hasta 2030:
- retraso en la expansión de la red — Las inversiones en las redes de transporte se repercuten a todos los consumidores. Los centros industriales soportan la mayor parte a través de los precios por potencia.
- Volatilidad por la expansión de las energías renovables — la generación fluctuante aumenta la necesidad de flexibilidad. Quien no pueda desplazar la carga, paga la volatilidad como un recargo en la tarifa de red.
- Fin de la fase de experimentación de palancas de optimización probadas — § 19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV (atypische Netznutzung) endet zum 31. Dezember 2028. Die Nachfolgeregelung AgNes startet am 1. Januar 2029 mit anderer Mechanik und Optionalität.
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 | Tarifa de redReducción (en curso, a demostrar de nuevo anualmente) |
| § 118 Apartado 6 de la Ley de Energía Exención de los peajes de red para almacenamiento | Exención completa de los peajes de red para la electricidad almacenada en la red, durante 20 años a partir de la puesta en servicio. | Sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de nueva construcción, mismo punto de conexión | IBN a más tardar 4 de agosto de 2029 | Ventaja en las tarifas de red (20 años, planificable) |
| Inés sistema de tarifas de red orientado a incentivos | 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 | Entrada en vigor 01.01.2029 (BNetzA GBK-25-01-1#3, decisión definitiva a finales de 2026) | Tarifa de redpalanca de liquidación + Diferenciación frente a la competencia |
Los tres palancas son combinableEl §19 se puede utilizar hasta su expiración, en paralelo con la planificación de la puesta en servicio según el §118. A partir del 1 de enero de 2029, AgNes se encargará de la optimización continua, mientras que el §118 mantendrá el anclaje de 20 años.
Palanca 1: § 19, apdo. 2, frase 1 de la Ordenanza alemana sobre tarifas de acceso a las redes eléctricas (StromNEV) — Uso atípico de la red
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 del cálculo estándar basado en la demanda máxima anual individual, cuando se demuestra un uso atípico de la red se aplica un cálculo reducido, normalmente basado en la carga durante las ventanas de horas de punta de carga. La reducción en el peaje de acceso a la red se sitúa —dependiendo del gestor de red, la curva de carga y el nivel de tensión— entre el 20 y el 80 por ciento en comparación con el cálculo estándar.
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 las horas punta (HLZ) debe ser significativamente inferior a la media anual; debe demostrarse mediante los datos de carga de media hora de los últimos 12 meses.
- Solicitud: Con el gestor de red, anualmente nuevo. Plazo 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: Uso atípico de la red: lado profundo.
Hebel 2: § 118 Abs. 6 EnWG — Exención de tarifas de red para almacenamiento
Mecanismo
Los sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) de nueva construcción que cumplan los requisitos del artículo 118, apartado 6, de la Ley alemana de energía (EnWG) recibirán una Exención del canon de red durante 20 años desde su puesta en servicio. La exención se aplica a la electricidad consumida y realimentada a través del punto de conexión a la red, es decir, a las cantidades de energía que pasan por el acumulador.
Importante El §118 es un Ventaja en las tarifas de red — Sin componente de ingresos ni importe de subvención. La exención reduce los gastos operativos (OPEX) del almacenamiento, lo que repercute proporcionalmente en el coste total de propiedad (LCOS) y la tasa interna de rentabilidad (IRR). En configuraciones de uso múltiple (autoconsumo BTM + comercialización FTM), el artículo 118 es la base para que el sistema de almacenamiento sea viable desde el punto de vista económico.
Ubicación conjunta sobre el mismo cimiento
En las instalaciones fotovoltaicas con sistemas de almacenamiento de energía de baterías (PV+BESS) combinados, los inversores fotovoltaicos y los contenedores BESS sobre el mismo fundamento debe dimensionarse de tal forma que, a efectos de las tarifas de red, el acumulador se considere parte integrante de la instalación de generación. Esta asignación técnico-estructural es un requisito obligatorio para la presentación de la solicitud prevista en el artículo 118.
Plazo del IBN y plazo de planificación
La exención prevista en el artículo 118 está supeditada a Puesta en marcha hasta el 4 de agosto de 2029 obligatorio. Quien ponga en funcionamiento la instalación después de esa fecha dejará de acogerse a la exención de 20 años.
- Instalaciones existentes (ampliación con BESS): Plazo de planificación: de 6 a 12 meses
- Nueva construcción (Greenfield): Ø 40 meses desde la decisión de inversión hasta la puesta en servicio (IBN): en función de la autorización de conexión a la red, la estación transformadora y la conexión a la subestación eléctrica
Pérdida mensual por mora
En caso de retraso respecto a la fecha límite de IBN, se aplicará por cada mes de retraso 16 000-25 000 €/MW de ventaja en la tarifa de red perdida: a lo largo de los 20 años de duración, esto supone una cantidad que supera con creces cualquier efecto de descuento en el análisis de viabilidad de la 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): Costes y ROI — Página de profundidad. Para un modelo de ubicación específico con comparación de TIR / VAN / LCOS: Enviar la curva de carga →
Palanca 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 (sistema de tarifas de red con incentivos) entrará en vigor el 1 de enero de 2029 en vigor. La base es la resolución de la BNetzA GBK-25-01-1#3. El documento de debate se publicó el 24 de septiembre de 2025; la determinación final se espera para finales de 2026.
AgNes sustituye la normativa sobre consumo atípico estático (art. 19, apdo. 2, frase 1, del StromNEV) y la reemplaza por un sistema basado en incentivos: las tarifas de red se convierten en un factor de control de la flexibilidad de la carga; quien desplace la carga, se beneficia; quien sitúe la carga máxima en franjas horarias críticas, pagará más.
Orientado a la red frente a orientado al precio
AgNes conoce dos modos de gestión:
- red conmutada — la carga sigue las señales de red del operador de red regional. Uso preferentemente en regiones con una expansión de red tensada. Remuneración mediante componentes reducidos de tarifas de red y recargos por flexibilidad.
- Guiado por el precio — la carga sigue las señales de precios del mercado diario e intradiario. Mayor potencial de comercialización, pero también mayores requisitos de modelización. El requisito previo es un BESS o una cartera de cargas gestionables.
Compatibilidad con BESS y mFRR
Los BESS son la infraestructura natural de AgNes: su tiempo de respuesta (≤ 1 segundo) cumple cualquier requisito, su capacidad es planificable y la exención del §118 se puede aplicar en paralelo. mFRR (reserva para restauración de la frecuencia) se mantiene como Canal de suplementos relevante —no como canal principal—, porque la remuneración por megavatio-hora recuperado está por debajo de los ingresos de comercialización regulados por precios de AgNes.
Para la profundidad en los mercados de energía de regulación y los componentes de ingresos de FCR/aFRR: Energía de regulación — Página de profundidad. Para una modelación de comercialización de AgNes específica del emplazamiento: concertar una cita
Ejemplo práctico — Ubicación industrial de Sajonia, tres constelaciones 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 constelaciones regulatorias en la misma ubicación: statu quo (StromNEV 2026, sin AgNes), AgNes controlado por la red (el BESS sigue la señal de la red), AgNes controlado por el precio (el BESS sigue la señal del precio de mercado). Los indicadores económicos están modelados a partir de datos de carga reales de media hora; los supuestos son coherentes con KPMG para el caso de inversión en sistemas de almacenamiento de energía en baterías estacionarias (febrero de 2026).
| Constelación | Flujo de caja total | CUBE 75 % | Cliente 25 % | Redención | TIR | VAN |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 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 BESS-Contracting, CUBE y el cliente se reparten los ingresos netos de mercado en una proporción de 75 % / 25 %. El cliente no realiza ninguna inversión (0 € de CapEx); CUBE financia, construye, explota y comercializa, a cambio de la participación del 75 %. En el modelo de compra BESS, el cliente se queda con el 100 % de los ingresos y, a cambio, asume la totalidad de la inversión (del orden de: ~250 €/kWh hasta 2 MWh; a partir de 5 MWh, entre 175 y 200 €/kWh).
Fuente: Modelado de CUBE CONCEPTS basado en datos de carga reales de media hora · Supuestos basados en puntos de referencia del mercado auditados por KPMG (caso de inversión en almacenamiento de batería estacionaria, febrero de 2026). Ubicación industrial anonimizada en Sajonia.
¿Quién se beneficia? — Cualificación y proceso
Perfil de ICP
- Pico a partir de 1 MW — por debajo de este umbral, el efecto de apalancamiento del componente de potencia es demasiado pequeño para justificar la inversión en la puesta en marcha según el §118 a lo largo de 20 años
- Nivel de tensión media o alta tensión — Las conexiones de baja tensión están sujetas a otros regímenes regulatorios que no se tratan aquí
- Curva de carga con potencial de optimización — perfil inverso a la carga máxima de la red (para el artículo 19) o carteras de carga controlables (para AgNes)
- Horizonte de inversión: 5–20 años — la exención del § 118 se amortiza a lo largo del plazo de 20 años, con efectos relevantes para la TIR a partir del año 5
proceso de cuatro etapas
CUBE CONCEPTS aborda cada emplazamiento en cuatro fases, desde el análisis de la curva de carga hasta la planificación de la red de distribución eléctrica. A lo largo de las cuatro fases se tienen en cuenta más de 250 variantes de funcionamiento en el modelo, basándose en los datos reales de carga por media hora de la instalación.
Datos de carga semihorarios de los últimos 12 meses. Identificación de HLZ (horas de alta carga). Perfil de volatilidad. Identificación de las palancas relevantes: §19, §118, AgNes, de forma individual 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 entre más de 250 variantes de operación modeladas: statu quo, AgNes controlado por red, AgNes controlado por precio, uso múltiple con autoconsumo detrás del contador (BTM), comercialización pura delante del contador (FTM). Toma de decisiones basada en la TIR, el VAN y el perfil de riesgo.
Planificación inversa a partir de la fecha límite del artículo 118 de la IBN (4 de agosto de 2029): contrato de conexión a la red, subestación transformadora, autorizaciones, construcción, IBN. Margen de tiempo para hacer frente a los riesgos de la cadena de suministro.
Verificación del ámbito de aplicación: ¿qué palancas legales se aplican a 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.
- §11c EnWG — Construcción y explotación de instalaciones de almacenamiento por parte de operadores del mercado independientes de los gestores de red. Medidas de fomento industrial para la construcción de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS).
- §35 BauGB — Privilegio «Outdoor» desde el 1 de enero de 2026. N.º 11 (instalación conjunta a partir de 1 MWh + instalación de energías renovables) O N.º 12 (instalación independiente a partir de 4 MW + subestación de 200 m).
- Art. 118, párr. 6 de la Ley alemana de la Industria Energética (EnWG) — Exención de tarifas de red durante 20 años para los nuevos almacenamientos construidos con puesta en servicio hasta el 4 de agosto de 2029.
- Artículo 19, apartado 2, primera frase, del StromNEV — Uso atípico de la red. Plazo de presentación de solicitudes: 30 de septiembre de 2028; fecha de vencimiento: 31 de diciembre de 2028.
- §42c Ley de Energía — Se refiere a los modelos de «electricidad para inquilinos». No es aplicable al autoconsumo de sistemas fotovoltaicos industriales y sistemas de almacenamiento de energía (BESS) en polígonos industriales.
- §14a EnWG — regulación para clientes finales de baja tensión para consumidores regulables (bombas de calor, puntos de recarga domésticos, sistemas de almacenamiento privados). No se aplica a la media y alta tensión industrial. Quien reciba una oferta en la que se aplique esta normativa a las curvas de carga industriales, debe analizarla con espíritu crítico.
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 — Implementación de las tres palancas
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 Cliente — CUBE financia completamente
- Reparto de ingresos: CUBE 75 % / Cliente 25 % los ingresos netos del mercado después de OPEX
- CUBE asume el riesgo de inversión en activos fijos, se encarga de la explotación y la comercialización
- El consumo propio de BTM permanece al 100 % % en poder del cliente (sin dividir)
- Inversión total del cliente — Orden de magnitud de ~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.
Pie y notas
A fecha de 6 de mayo de 2026 · Sin garantía respecto a la evolución normativa · No constituye asesoramiento jurídico, fiscal ni en materia de energía · El plazo del artículo 118 de la IBN, el 4 de agosto de 2029; el plazo de solicitud del artículo 19, el 30 de de septiembre de 2028 y la entrada en vigor de la AgNes el 1 de enero de 2029 son datos legales y de la BNetzA actuales, que deben aclararse en cada caso concreto con un abogado, un asesor fiscal o un asesor del mercado energético. Los flujos de caja, la TIR y el VAN mencionados en el ejemplo práctico A son cálculos modelo basados en datos reales de carga cada media hora de una planta industrial anonimizada; los valores reales dependen de la curva de carga, el operador de red, el nivel de tensión y la evolución del mercado.
Fuentes
- KPMG — Caso de inversión en almacenamiento de energía en baterías estacionarias (febrero de 2026): kpmg.com/de — Caso de inversión
- BNetzA — Resolución AgNes (GBK-25-01-1#3): bundesnetzagentur.de
- BMWK — § 118 EnWG: bmwk.de
- BMWE — Precio de la electricidad industrial (promulgación: 16 de abril de 2026): bmwe.de
- §118 EnWG texto completo: gesetze-im-internet.de — Art. 118 EnWG
- §19 StromNEV Texto íntegro: gesetze-im-internet.de — § 19 StromNEV
Proyectos realizados con empresas industriales
Preguntas frecuentes
La primera frase regula el uso atípico de la red para empresas industriales con un perfil de carga opuesto a la carga máxima de la red. El período 2 regula el Acuerdo individual sobre tarifas de red para pantógrafos de gran tamaño con más de 7.000 horas de uso a plena capacidad al año y un consumo superior a 10 GWh. Ambas tarifas dejarán de estar vigentes en su forma actual a partir del 31 de diciembre de 2028.
La puesta en marcha debe realizarse a más tardar el 4 de agosto de 2029 deberá realizarse. Quienes pongan en funcionamiento la instalación después de esa fecha dejarán de beneficiarse de la exención de las tarifas de red durante 20 años. En el caso de las instalaciones ya existentes, calculamos un plazo de planificación de entre 6 y 12 meses; en el de las nuevas construcciones, una media 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 «guiado por la red», la carga sigue las señales de control del operador regional de la red. La remuneración se realiza mediante tarifas de red reducidas y recargos por flexibilidad. En el modo orientado al precio, la carga se ajusta a las señales de precios «day-ahead» e «intraday» del mercado eléctrico: mayor potencial de comercialización, pero mayores requisitos de modelización. En el ejemplo práctico anterior, el flujo de caja en el modo «guiado por los precios» es aproximadamente un 40 % superior al del modo «guiado por la red».
Para el §19 atípico se requiere un perfil opuesto a la carga máxima de la red, demostrable mediante los datos de carga de media hora de los últimos 12 meses. Para el §118 es suficiente una configuración de BESS sin más requisitos de curva de carga. Para AgNes, una cartera de carga controlable (BESS o procesos industriales conmutables) es un requisito previo.
A fecha de mayo de 2026, sí: 40 meses de plazo de preparación a partir de la decisión de inversión conducen a una puesta en servicio (IBN) en torno a agosto de 2029, es decir, justo antes de la fecha límite. Lo crucial es que la decisión de inversión se tome a más tardar en mayo de 2026; cualquier retraso adicional pospondrá la puesta en servicio más allá del 4 de agosto de 2029 y pondrá en peligro la exención de los peajes de red durante 20 años. En el caso de las instalaciones existentes con un plazo de preparación de 6 a 12 meses, queda un margen de tiempo considerablemente mayor.
El precio de la electricidad industrial y la optimización de las tarifas de red son dos ámbitos regulatorios distintos. El ISP incide en el precio de adquisición de la electricidad (componente de energía), mientras que la optimización de las tarifas de red incide en el componente de uso de la red (componentes de potencia y de trabajo). Ambos ámbitos pueden combinarse, y ambos comparten los mismos requisitos del ICP (≥1 MW de potencia máxima, media/alta tensión). Más información sobre el ISP: Conocimiento — Precio de la electricidad industrial.
Adicionalmente
Hasta la fecha límite del § 118 el 4 de agosto de 2029 quedan, según la instalación, de 6 a 40 meses.
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