Reforma de las tarifas de la red eléctrica alemana en 2029: ¿Qué significa AgNes para el sector comercial e industrial y los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS)?
El último borrador de la normativa alemana AgNes convierte la capacidad de la red en una decisión de costes que los operadores comerciales e industriales y de almacenamiento de baterías ya no pueden ignorar.
A partir de 2029, los grandes consumidores de electricidad podrían tener que seleccionar una capacidad de facturación anual y pagar una tarifa más alta por la electricidad consumida por encima de ese límite. Por su parte, los nuevos proyectos de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) autónomos y conectados exclusivamente a la red podrían enfrentarse a una tasa de red basada en la capacidad, mientras que se prevé que entre 2030 y 2033 se implementen tasas de red dinámicas para el almacenamiento conectado a media tensión o superior.
El programa AgNes sigue en fase de consulta. Las normas definitivas y los niveles tarifarios aún pueden sufrir modificaciones.
Cómo cambiaría AgNes las tarifas de la red eléctrica para los sitios comerciales e industriales.
Actualmente, muchos usuarios comerciales e industriales en Alemania pagan una tarifa de red basada en la demanda, conocida como Leistungspreis . Según este modelo, la tarifa se determina principalmente por la carga máxima medida en la instalación durante el año, lo que significa que incluso un pico breve puede aumentar la tarifa de demanda aplicada para el año.
El borrador de AgNes sustituiría este modelo de tarificación. Los consumidores conectados a la red eléctrica por encima de la baja tensión, así como las instalaciones de baja tensión que consuman más de 100 000 kWh al año, serían facturados en función de un nivel de capacidad anual en kW, conocido como Bestellkapazität, basado en la demanda prevista para el próximo año. En cada intervalo de 15 minutos, la electricidad extraída de la red dentro del nivel reservado se facturaría a AP1, y la parte que lo supere se facturaría a AP2. Tanto AP1 como AP2 son tarifas basadas en la energía en ct/kWh, y se propone que AP2 se sitúe entre el 200 % y el 350 % de AP1.
El borrador plantea una disyuntiva de costes: reservar más capacidad aumenta el cargo fijo anual por capacidad, pero mantiene más electricidad extraída de la red dentro del AP1; reservar menos reduce el cargo fijo, pero expone más electricidad extraída de la red al AP2.
Por lo tanto, la decisión correcta cambia: ya no se trata de evitar todos los picos, sino de decidir activamente qué picos son económicamente viables para gestionar, modificar o simplemente aceptar.
El último borrador de la normativa alemana AgNes convierte la capacidad de la red en una decisión de costes que los operadores comerciales e industriales y de almacenamiento de baterías ya no pueden ignorar.
A partir de 2029, los grandes consumidores de electricidad podrían tener que seleccionar una capacidad de facturación anual y pagar una tarifa más alta por la electricidad consumida por encima de ese límite. Por su parte, los nuevos proyectos de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) autónomos y conectados exclusivamente a la red podrían enfrentarse a una tasa de red basada en la capacidad, mientras que se prevé que entre 2030 y 2033 se implementen tasas de red dinámicas para el almacenamiento conectado a media tensión o superior.
El programa AgNes sigue en fase de consulta. Las normas definitivas y los niveles tarifarios aún pueden sufrir modificaciones.
Cómo AgNes modificaría las tarifas de la red para los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) independientes.
En Alemania, los proyectos BESS independientes pueden optar actualmente a una exención de 20 años de los cargos por acceso neto a la electricidad extraída para su almacenamiento, según el artículo 118(6) de la Ley de Energía (EnWG). El borrador de la Ley AgNes eliminaría gradualmente este tratamiento para los nuevos proyectos e introduciría una estructura tarifaria específica.
Según el borrador actual, los proyectos aún en desarrollo conservarían la exención solo si alcanzan la Decisión Final de Inversión (FID) antes de que se anuncie la determinación de AgNes —actualmente prevista para el 1 de enero de 2027— y entran en funcionamiento antes del 4 de agosto de 2029. La FID también deberá presentarse al operador de la red correspondiente antes del 31 de marzo de 2027.
Según el borrador, los proyectos que no estén exentos pagarían una tarifa anual fija de conexión a la red, basada en la capacidad de conexión contratada, a partir del 1 de enero de 2029 o de la fecha de puesta en servicio, si esta fuera posterior. Por otra parte, se prevén tarifas dinámicas de conexión a la red entre 2030 y 2033 para los sistemas de almacenamiento conectados a media tensión o superior. Esta disposición no se limita a los proyectos BESS independientes sujetos a la nueva tarifa fija por capacidad.
Cómo AgNes cambia las decisiones operativas
Para las instalaciones comerciales e industriales, el principal desafío radica en que la capacidad reservada debe seleccionarse antes de que comience el año, mientras que el costo final depende del funcionamiento real de la instalación a lo largo del año. La misma capacidad reservada puede generar tarifas de red muy diferentes según la frecuencia con la que la demanda la supere, la duración de esos períodos y la cantidad de electricidad consumida por encima del umbral.
Por lo tanto, los operadores tendrían que traducir la producción prevista, el crecimiento de la carga y la electrificación planificada en una decisión de capacidad anual, y luego gestionar la demanda real en función de ese nivel durante la operación. Por ejemplo, cuando se prevé un exceso de capacidad, la planta debe decidir si modificar el consumo flexible , descargar la batería, reducir una carga no crítica o aceptar AP2 porque mantener la producción es más valioso.
Para los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) independientes, la tarifa de capacidad de 2029 añade principalmente un coste anual predecible basado en la capacidad de conexión a la red. El cambio operativo más significativo proviene de las tarifas de red dinámicas, previstas para las conexiones de media tensión y alta tensión entre 2030 y 2033. Dado que la tarifa variaría según el momento y la ubicación, un programa de carga o descarga rentable en los mercados mayoristas o de servicios auxiliares podría volverse más o menos atractivo. Los operadores necesitarían la tarifa aplicable antes del cierre del mercado diario e incluirla en la gestión de la demanda junto con los compromisos de mercado, los límites de conexión y la disponibilidad de las baterías.
Qué significan las nuevas reglas en la práctica
Gestionar estas decisiones de forma eficaz requiere más que simples informes retrospectivos sobre el consumo energético. Los operadores necesitan previsiones fiables, datos de medición por intervalos y monitorización en tiempo real en la conexión a la red, junto con un sistema de control capaz de coordinar activos flexibles o traducir los horarios del mercado en puntos de ajuste de la batería. Un sistema de gestión energética (EMS) puede integrar estos datos en un único flujo de trabajo y ejecutar las prioridades operativas localmente , en lugar de limitarse a mostrar el consumo energético.
Qué pueden preparar los operadores antes de 2029
Aunque los niveles tarifarios finales pueden variar, AgNes apunta en una dirección clara: los costos de la red dependerán más de la planificación de la capacidad y la operación flexible. Por lo tanto, los operadores pueden priorizar cuatro pasos prácticos:
- Confirme la conexión a la red y la estructura de medición pertinentes, y luego cree una línea base a partir de datos de importación y exportación cada 15 minutos, la capacidad de conexión a la red contratada y las nuevas cargas o activos planificados.
- Para emplazamientos comerciales e industriales, compare varias opciones de Bestellkapazität con la demanda prevista y la posible exposición a AP2.
- Evaluar si la instalación necesita, o si ya dispone de, un sistema de gestión energética capaz de prever los excesos de capacidad, supervisar la conexión a la red, coordinar las baterías y las cargas flexibles, y recibir señales externas de tarifas o del mercado.
- Para los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) independientes, incluya la tarifa de capacidad propuesta en el modelo del proyecto, verifique si las fechas de decisión final de inversión (FID) y de puesta en marcha cumplen los requisitos para la protección transitoria y prepare la documentación que acredite la FID para su presentación al operador de la red correspondiente antes del 31 de marzo de 2027, cuando proceda.
La preparación para 2029 comienza por comprender cómo se utiliza la conexión a la red y si la planta puede responder ante cambios en los costos o las limitaciones. Hable con enjoyelec sobre cómo iEMS puede integrar la monitorización de la red, la previsión y el control coordinado de activos para proyectos comerciales e industriales y sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) independientes.
