Utilización atípica de la red: el mecanismo de media tensión con fecha de caducidad el 31 de diciembre de 2028
Para las empresas industriales de media o alta tensión con un perfil de carga desviado en la ventana de carga punta, el § 19, apartado 2, frase 1 de la StromNEV reduce el peaje de acceso a la red individual. En el ejemplo práctico: 1 MW de reducción de pico mediante BESS, 120.000 € menos en la componente de potencia al año, 480.000 € acumulados en cuatro años de facturación. Plazo de solicitud ante el gestor de la red de distribución: 30 de septiembre de 2028.
última oportunidad de presentación
después AgNes a partir del 01.01.2029
Media tensión industrial
durante cuatro años fiscales
Hacer revisar la curva de carga — Primera consulta gratuita →
Lo que regula el § 19, apartado 2, frase 1 de la StromNEV
Perfil de carga de un consumidor que se desvía claramente del perfil de la carga general de la red en las franjas horarias de máxima demanda publicadas por el gestor de la red de distribución. Quien consuma claramente menos potencia durante las horas de máxima demanda que la media anual se considera atípico.
La Ordenanza sobre tarifas de redes eléctricas distingue entre el uso típico y atípico de la red. Típico es un perfil de carga que sigue el patrón de la carga general de la red, es decir, que consume electricidad al mismo tiempo que la mayoría de los consumidores. El artículo 19, apartado 2, frase 1 de la Ordenanza alemana sobre tarifas de redes eléctricas (StromNEV) permite a los consumidores atípicos una tarifa de red individual: la base de cálculo no es la carga máxima anual, sino la carga máxima dentro de las ventanas temporales de alta carga, y esta puede reducirse específicamente mediante la gestión operativa o un sistema de almacenamiento por batería. La diferencia entre la carga máxima anual y la carga máxima en las ventanas de alta carga multiplicada por el precio de la potencia da como resultado el ahorro.
Requisitos del texto reglamentario: Conexión a media o alta tensión, horas de utilización plena al menos 7000 por año o al menos 100 horas de diferencia de duración de utilización a media anual, dictamen de curva de carga como anexo a la solicitud, fijación por parte del gestor de la red de distribución.
En el glosario: Ventana de tiempo de alta carga · Horas de pleno uso.
Mecanismo: ventana de alta carga y desplazamiento dirigido de la carga
Cada gestor de la red de distribución publica anualmente las franjas horarias de alta carga para su área de red. Lo típico es una franja de verano y una franja de invierno, cada una de ellas los días laborables varios días a semana, a menudo en las horas nocturnas. Fuera de estas franjas, el consumo de carga no es crítico para el cálculo de la tarifa de acceso a la red.
Quien sitúe su pico de potencia en la hora de carga máxima paga íntegramente. Quien lo desplace fuera de la hora de carga máxima paga el precio de acceso a la red individual, calculado en función del pico reducido de la hora de carga máxima, y no de la carga máxima anual sin reducir.
Un sistema de almacenamiento en batería realiza este desplazamiento de carga de forma automatizada. Cada media hora, la gestión de energía detecta la entrada en una ventana de alta carga y descarga la batería exactamente según los picos de carga críticos. Fuera de las ventanas de alta carga, la batería se vuelve a cargar de manera controlada, preferiblemente durante los periodos de tarifa baja o con energía propia procedente de la fotovoltaica.
Carga de la prueba y análisis de la curva de carga
El uso atípico de la red debe demostrarse mediante un dictamen de perfil de carga. La base es el perfil de carga semihorario durante doce meses, que el gestor de la red de distribución suele tener disponible a través del contador inteligente conectado o de la medición RLM. La desviación del perfil de carga se indica cuantitativamente: reducción porcentual de las horas de plena carga, potencia diferencial en kW, y horas de plena carga por encima y por debajo del valor umbral.
Si se utiliza un sistema de almacenamiento para el desplazamiento de carga, el comportamiento previsto del BESS forma parte del ámbito de la solicitud. El gestor de la red de distribución puede aceptar un dictamen de carácter prospectivo, siempre que el diseño técnico del almacenamiento —potencia, energía, lógica de control— esté documentado.
Requisitos: quiénes tienen derecho a la tarifa de red individual
El artículo 19, apartado 2, frase 1 de la Ordenanza sobre Tarifas de Red de Electricidad (StromNEV) se dirige a las empresas industriales con un comportamiento de carga claramente divergente. El reglamento formula los requisitos de forma cuantitativa:
- Nivel de tensión: Mittelspannung oder Höchstspannung. Niederspannungs-Anschlüsse fallen nicht unter §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV.
- Horas de plena carga O diferencia de HE: Al menos 7.000 horas de utilización plena al año o al menos 100 horas de diferencia de carga entre la carga máxima anual y la carga máxima en horas de plena carga.
- Perfil de carga atípico: Demostrablemente divergente del perfil de carga de la red en las ventanas de alta carga publicadas por el gestor de red de distribución.
- Informe de curva de carga: Anexo de solicitud obligatorio con evaluación del perfil de carga de media hora durante doce meses.
- Resolución de liquidación: El derecho surge recién mediante la resolución del operador de la red de distribución, no automáticamente.
En la práctica, los atípicos del artículo 19 suelen ser empresas industriales con producción en turnos continuos o con pausas de carga bien planificables. Las empresas de dos turnos sin carga de fin de semana y las empresas de tres turnos con pausas para el cambio de turno son constelaciones típicas. Asimismo, las empresas con grandes acumuladores de calor o procesos de almacenamiento térmico se pueden trasladar con frecuencia a las horas de menor carga (HLZ).
Ejemplo práctico — Sitio industrial de media tensión con BESS de 1 MW
Un emplazamiento industrial de media tensión con una demanda máxima anual de 4.000 kW instala un sistema de almacenamiento en batería de 1 MW de potencia y 2 MWh de energía para el desplazamiento específico de los picos de los períodos de alta carga. El perfil de carga se remodela de manera que la demanda máxima dentro de las franjas horarias de alta carga se reduce a 3.000 kW. Fuera del período de alta carga, el perfil de carga permanece inalterado.
| Posición | Antes de la optimización | Tras la optimización |
|---|---|---|
| Carga máxima anual (pico HLZ) | 4.000 kW | 3000 kW |
| Precio de potencia (típicamente media tensión) | 120 €/kW/año | 120 €/kW/año |
| componente de potencia del peaje de acceso | 480.000 €/año | 360.000 €/año |
| Ahorro por año | — | 120.000 € |
| BESS para el desplazamiento de carga | — | 1 MW / 2 MWh |
| Durante cuatro años de facturación (puesta en marcha 2025/2026 hasta la finalización el 31/12/2028) | — | 480.000 € acumulados |
Puesta en servicio del almacenamiento entre 2025 y 2026, cuatro años de facturación completos hasta la expiración del §19 el 31/12/2028. El precio por potencia de 120 €/kW/año es un valor típico de media tensión; los precios por potencia reales varían según el operador de red de distribución entre unos 60 y más de 180 €/kW/año. Perfil de carga sin efectos especiales (sin efecto estacional de gran consumidor, sin anomalías de autogeneración).
Fuente: Experiencia de proyectos de CUBE CONCEPTS. El ahorro real depende del precio de potencia del operador de red, la curva de carga y el nivel de tensión.
Ruta de solicitud: cuatro pasos en el gestor de la red de distribución
El procedimiento de solicitud según el art. 19, apdo. 2, frase 1 de la Ordenanza sobre Tarifas de Redes Eléctricas (StromNEV) está gestionado por el gestor de la red de distribución y sigue una estructura recurrente. Quien presente la solicitud completa a más tardar el 30 de septiembre de 2028 podrá hacer valer la tarifa de red individual en el año de facturación siguiente.
Solicitar al gestor de la red de distribución el perfil de carga RLM o el perfil de carga del contador inteligente. Formato de datos habitualmente CSV con 17.520 o 17.568 valores semihorarios por año.
Duración: 2 a 4 semanas de tiempo de preparación en el gestor de la red de distribuciónConsultar la publicación de horas de punta (HLZ) del gestor de la red de distribución. Segmentar la curva de carga en horas de punta y horas fuera de punta. Cuantificar la diferencia entre la carga máxima anual y la carga máxima en horas de punta.
Duración: 1–2 semanas de evaluación analíticaDictamen de curva de carga como anexo a la solicitud. En caso de traslado de carga previsto mediante almacenamiento: documentar el diseño técnico del BESS. El plazo del 30/09/2028 se refiere a la última fecha límite de presentación de solicitudes dentro del periodo de validez.
Duración de la elaboración del dictamen: 4–6 semanasEl gestor de la red de distribución examina las instalaciones objeto de la solicitud y emite una resolución de fijación para la tarifa de acceso a la red individual. En caso de cambios sustanciales en la curva de carga, se requiere una confirmación anual.
Duración de la resolución: 6–12 semanasFecha límite 30.09.2028 — Plazo de solicitud y lógica de inversión
El plazo de solicitud ante el gestor de la red de distribución finaliza el 30 de septiembre de 2028. Quien no haya presentado una solicitud completa para entonces ya no podrá acogerse al artículo 19, apartado 2, frase 1 de la StromNEV, ni siquiera para el resto del año 2028. El 31 de diciembre de 2028 expira la regulación reglamentaria en su forma actual; a partir del 1 de enero de 2029 entrará en vigor AgNes.
De esto se desprende una dura ventaja de inversión: cuanto antes empiece a funcionar el almacenamiento, más años completos de facturación estarán disponibles bajo el régimen del §19.
| Almacenamiento IBN | Años de facturación completos según el §19 posibles | Ahorro acumulado máx. en el ejemplo práctico |
|---|---|---|
| 2025 | 4 (2025, 2026, 2027, 2028) | 480.000 € |
| 2026 | 3 (2026, 2027, 2028) | 360.000 € |
| 2027 | 2 (2027, 2028) | 240.000 € |
| 2028 | 1 (pro rata) | ≤120.000 € |
El plazo de planificación y realización de un BESS industrial es —dependiendo de la conexión a la red, la autorización y el plazo de entrega— típicamente de seis a doce meses. Quien todavía quiera aprovechar tres años de facturación completos en 2026, debería iniciar la planificación de la instalación a más tardar a mediados de 2025.
Lo que viene después del 31/12/2028: transición a AgNes
A partir del 1 de enero de 2029, AgNes (mecanismo de compensación para la gestión de la red) sustituirá al actual sistema de tarifas de red individuales previsto en el artículo 19, apartado 2, frase 1, del StromNEV. La base jurídica es la resolución GBK-25-01-1#3 de la BNetzA, cuyo documento de debate se publicó el 24 de septiembre de 2025; se espera que la resolución definitiva entre en vigor a finales de 2026.
AgNes no es un sucesor directo en el sentido de una traducción uno a uno. En lugar de una tarifa rígida, surge un mecanismo con dos modos de aplicación: un control guiado por la red, en el que el almacenamiento despliega potencia cuando la red lo demanda, y una comercialización guiada por precios, que reacciona a las señales del mercado diario. Ambos modos se pueden operar con la misma instalación BESS; la selección la realiza el operador.
Para las empresas industriales, esto significa: un sistema de almacenamiento que se haya trasladado al régimen §19 Atypik-Spitzen antes de 2028 puede transferirse al mecanismo AgNes a partir de 2029 sin necesidad de realizar modificaciones en el hardware. El cambio se realiza a través de la gestión de energía y la interfaz de comercialización.
Se puede encontrar una visión general completa de los mecanismos de tarifas de red — §118 EnWG, §19 StromNEV y AgNes — y sus posibles combinaciones en Página general de optimización de tarifas de red.
Comprobación del ámbito de aplicación: ¿qué normas jurídicas se aplican a las empresas industriales?
Antes de tomar la decisión de inversión, vale la pena realizar una comparación objetiva de qué bases jurídicas son realmente relevantes para las aplicaciones industriales y cuáles no. En relación con el artículo 19, apartado 2, frase 1 de la Ordenanza sobre Tarifas de Red Eléctrica (StromNEV), se presenta el siguiente panorama:
| Norma jurídica | Ámbito de aplicación | Industria |
|---|---|---|
| §19 Párrafo 2 Frase 1 StromNEV | Uso atípico de la red — tarifa de red individual para conexión de media/alta tensión con perfil de carga de HPH desviativo. Plazo de solicitud 30.09.2028, caducidad 31.12.2028. | ✅ |
| § 118 Apartado 6 de la Ley de Energía | Exención de tarifas de red para almacenamiento de electricidad durante 20 años desde la puesta en marcha. Fecha límite de puesta en marcha: 4 de agosto de 2029. Detallado en la página general de optimización de tarifas de red. | ✅ |
| §11c EnWG | Reglas de conexión a la red para sistemas de almacenamiento y plantas de generación: aplicables a todos los proyectos BESS industriales. | ✅ |
| §35 BauGB | Privilegio para sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en exteriores desde el 1 de enero de 2026 — relevante para la selección de ubicación, no para el mecanismo de tarifas de red. | ✅ |
| §42c Ley de Energía | Regulación de compartición de energía para clientes finales en comunidad energética privada. No destinada a empresas industriales. | ❌ |
| §14a EnWG | Regulación de baja tensión para clientes finales para dispositivos consumidores controlables. No aplicable a conexiones industriales de media o alta tensión. | ❌ |
Para los casos de uso industrial en MT/AT, los artículos §19, §118, §11c y §35 son las normas operativamente relevantes. El §42c del EnWG y las normativas para clientes finales de baja tensión están formulados claramente desde el punto de vista regulatorio como instrumentos para clientes finales; su aplicación a empresas industriales de MT/AT no está prevista.
Modelos CUBE para la implementación
Las empresas industriales pueden implementar el mecanismo de atipicidad del artículo 19 a través de dos modelos: con o sin inversión propia. Ambos modelos son independientes del mismo mecanismo regulatorio; mismo almacenamiento, mismo efecto de desplazamiento de carga, diferente impacto en el balance.
- 0 € CapEx Cliente — CUBE financia completamente
- Reparto de ingresos: CUBE 75 % / Cliente 25 % los ingresos netos del mercado después de OPEX
- Los ingresos por BTM, incluido el ahorro derivado de los casos atípicos del artículo 19, permanecen en su totalidad (%) en manos del cliente.
- Duración típica del contrato de 10 a 15 años, después propiedad bajo petición
- 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 — incl. el ahorro del §19-Atypik
- Participación plena en el mercado en los mercados de energía de regulación y spot
- Entrega llave en mano con garantía
Los modelos de rentabilidad se basan en puntos de referencia del mercado públicos y auditados. Los cálculos concretos para su ubicación se elaborarán en la cita de la curva de carga.
Preguntas frecuentes
La norma permite a los consumidores de media o alta tensión con un perfil de carga atípico un peaje de acceso a la red individual. La base de cálculo no es la demanda máxima anual, sino la demanda máxima dentro de los periodos de alta carga publicados por el gestor de la red de distribución. Quien reduce específicamente su pico de periodo de alta carga paga correspondientemente menos por el componente de potencia.
Empresas industriales con conexión de media o alta tensión, al menos 7.000 horas de utilización plena al año o al menos 100 horas de diferencia HLZ, y un perfil de carga demostrablemente atípico. Los clientes finales de baja tensión, los hogares y las comunidades energéticas quedan excluidos; para estos grupos de destinatarios se prevén otras normativas.
Cada operador de red de distribución publica sus ventanas de alta carga anualmente en su sitio web o en la hoja de tarifas. Son habituales una ventana de alta carga de verano y otra de invierno, cada una en días laborables varios días a semana, a menudo en las horas vespertinas. Las ventanas varían según la región y pueden cambiar de un año a otro.
El orden de magnitud resulta del término de potencia multiplicado por la diferencia entre la carga máxima anual y la carga máxima reducida de hora de plena carga. En el ejemplo práctico con una reducción de 1 MW pico y un término de potencia de 120 €/kW/año, son realistas 120.000 € al año. El rango de los términos de potencia típicos de media tensión va aproximadamente de 60 a más de 180 €/kW/año; el ahorro individual debe escalarse correspondientemente.
Para la industria son operativamente relevantes el §11c EnWG (reglas de conexión a la red), el §118 apdo. 6 EnWG (exención de peajes de red para almacenamiento) y el §35 BauGB (privilegio para instalaciones exteriores). No están pensados para la industria el §42c EnWG (compartición de energía para clientes finales), así como las normativas para clientes finales de baja tensión para dispositivos de consumo controlables. Quien planifique con la norma incorrecta, construye sobre un ámbito de aplicación que ni siquiera abarca la constelación.
El mecanismo expirará en su forma actual el 31 de diciembre de 2028. El plazo de presentación de solicitudes ante el gestor de la red de distribución finaliza el 30 de septiembre de 2028. A partir del 1 de enero de 2029 entrará en vigor AgNes (resolución de la BNetzA GBK-25-01-1#3) con un modo de aplicación basado en la red y otro basado en los precios. Los sistemas de almacenamiento que hayan funcionado hasta 2028 al amparo del artículo 19 podrán integrarse en el mecanismo AgNes sin necesidad de modificaciones de hardware.
Sí: Con una puesta en marcha (IBN) en 2026 son posibles tres años fiscales completos bajo el régimen del §19 (2026, 2027, 2028). En el ejemplo práctico con un ahorro anual de 120.000 €, esto suma un acumulado de 360.000 €. Con una IBN en 2025 serían 480.000 € a lo largo de cuatro años fiscales. La lógica de inversión está impulsada por el límite estricto de finalización: cuanto más tarde sea la puesta en marcha, menor será el número de años de aplicación.
Regla general: Por cada 1 MW de reducción de pico deseada, se debe diseñar un BESS con una potencia de aproximadamente 1 MW. La capacidad de energía se mide en función de la duración y frecuencia de los periodos de alta carga; para un periodo de alta carga invernal de 4 horas en días laborables, lo típico son de 2 a 4 MWh. El diseño exacto se realiza mediante un análisis de la curva de carga de media hora. Quien desee utilizar en paralelo otras aplicaciones, como energía de regulación o autoconsumo, debe estudiar el enfoque de apilamiento en el lado de uso múltiple.
Fuentes y bases legales
- § 19, párrafo 2, frase 1 de la Ordenanza sobre Tarifas de Acceso a la Red Eléctrica (StromNEV) — Ordenanza sobre las tarifas de acceso a la red eléctrica (Stromnetzentgeltverordnung), en su versión vigente con fecha de expiración el 31.12.2028. Texto completo en gesetze-im-internet.de
- Resolución de la BNetzA GBK-25-01-1#3 — Mecanismo AgNes a partir del 01.01.2029, documento de debate del 24.09.2025, determinación final prevista para finales de 2026. Agencia Federal de Redes
- Publicaciones del BMWK sobre la reforma de los peajes de red — Hoja de ruta de consulta para la introducción de AgNes y el marco de ayudas CISAF para proyectos de energía industrial.
- Cálculo de modelo CUBE CONCEPTS — Ejemplo práctico basado en una configuración real de media tensión, anonimizado como „emplazamiento industrial de media tensión”. Base de cálculo: curva de carga semihoraria, término de potencia en media tensión de 120 €/kW/año.
Pie y notas
Estado del contenido: 6. mayo de 2026. La situación regulatoria respecto al § 19, apdo. 2, frase 1 de la StromNEV (con vigencia hasta el 31.12.2028) y a la resolución AgNes (entrada en vigor el 01.01.2029) evoluciona continuamente. Los contenidos se actualizarán en caso de cambios significativos.
Cálculos de modelos: Todas las cifras son cálculos modelo basados en puntos de referencia del mercado públicos y auditados. La rentabilidad real depende de la curva de carga, el nivel de tensión, el precio de potencia y el diseño concreto de la instalación.
Ningún asesoramiento legal o fiscal: Los contenidos no sustituyen el asesoramiento jurídico, fiscal o de subvenciones individual. Para la presentación de solicitudes ante el gestor de la red de distribución, recomendamos un acompañamiento específico del proyecto por parte de expertos.
Proyectos realizados con empresas industriales
CUBE CONCEPTS desarrolla y opera proyectos de energía realizados en toda Europa. Selección de socios industriales de confianza:
Adicionalmente
Comparación del §118 EnWG, el §19 StromNEV y AgNes con un ejemplo práctico de Sajonia sobre tres constelaciones regulatorias.
Lógica de acumulación para múltiples casos de uso en paralelo: §19-Atipicidad, energía de regulación, autoconsumo, mercado spot.
Limitación de los picos de carga fuera del mecanismo HLZ: efecto directo sobre la carga punta anual.
Cómo las inversiones en BESS pueden cumplir con los requisitos del programa de precios de la electricidad industrial.
Hasta el plazo de solicitud del § 19, el 30 de septiembre de 2028, quedan algo menos de 29 meses.
Análisis de la curva de carga en 30 minutos. Identificación semihoraria de la HLZ. Cálculo modelo del ahorro máximo alcanzable con diferentes escenarios de IBN.
analizar la curva de carga