Riforma delle tariffe di rete in Germania 2029: cosa significa AgNes per il settore commerciale e industriale e per i sistemi di accumulo di energia (BESS).
L'ultima bozza di legge tedesca AgNes trasforma la capacità della rete in una decisione di costo che gli operatori del settore commerciale e industriale e dei sistemi di accumulo a batteria non possono più ignorare.
A partire dal 2029, i maggiori consumatori di energia elettrica potrebbero dover scegliere una capacità di fatturazione annuale e pagare una tariffa più elevata per l'energia elettrica prelevata oltre tale livello. I nuovi progetti BESS (Battery Energy Storage System) autonomi e completamente connessi alla rete potrebbero invece essere soggetti a una tariffa di rete basata sulla capacità, mentre tra il 2030 e il 2033 sono previste tariffe di rete dinamiche per i sistemi di accumulo connessi a media tensione o superiore.
Il progetto AgNes è tuttora oggetto di consultazione. Le norme definitive e i livelli tariffari potrebbero subire ulteriori modifiche.
Come AgNes modificherebbe le tariffe di rete per i siti commerciali e industriali
Oggi, molti utenti commerciali e industriali in Germania pagano una tariffa di rete basata sulla domanda, nota come Leistungspreis . In base a questo modello, la tariffa è determinata principalmente dal carico massimo misurato presso l'utenza durante l'anno, il che significa che anche un breve picco può aumentare la tariffa di domanda applicata per l'anno.
La bozza AgNes sostituirebbe questo modello tariffario. I consumatori collegati a una rete a tensione superiore a quella di bassa tensione, così come gli impianti a bassa tensione che consumano più di 100,000 kWh all'anno, verrebbero invece fatturati in base a un livello di capacità annuale in kW, noto come Bestellkapazität, calcolato sulla base della domanda prevista per l'anno successivo. In ogni intervallo di 15 minuti, l'energia elettrica prelevata dalla rete entro il livello riservato verrebbe fatturata secondo la tariffa AP1, mentre la parte eccedente verrebbe fatturata secondo la tariffa AP2. Entrambe le tariffe, AP1 e AP2, sono basate sull'energia ed espresse in ct/kWh, con AP2 proposta tra il 200% e il 350% di AP1.
La bozza prevede un compromesso sui costi: riservare più capacità aumenta il costo fisso annuo della capacità, ma mantiene una maggiore quantità di elettricità prelevata dalla rete all'interno di AP1; riservare meno capacità riduce il costo fisso, ma espone una maggiore quantità di elettricità prelevata dalla rete ad AP2.
La scelta giusta, quindi, non è più quella di evitare ogni picco, ma di decidere attivamente quali picchi sia economicamente vantaggioso gestire, spostare o semplicemente accettare.
L'ultima bozza di legge tedesca AgNes trasforma la capacità della rete in una decisione di costo che gli operatori del settore commerciale e industriale e dei sistemi di accumulo a batteria non possono più ignorare.
A partire dal 2029, i maggiori consumatori di energia elettrica potrebbero dover scegliere una capacità di fatturazione annuale e pagare una tariffa più elevata per l'energia elettrica prelevata oltre tale livello. I nuovi progetti BESS (Battery Energy Storage System) autonomi e completamente connessi alla rete potrebbero invece essere soggetti a una tariffa di rete basata sulla capacità, mentre tra il 2030 e il 2033 sono previste tariffe di rete dinamiche per i sistemi di accumulo connessi a media tensione o superiore.
Il progetto AgNes è tuttora oggetto di consultazione. Le norme definitive e i livelli tariffari potrebbero subire ulteriori modifiche.
Come AgNes modificherebbe le tariffe di rete per i sistemi di accumulo di energia autonomi (BESS)
Attualmente, in Germania, i progetti BESS autonomi possono beneficiare di un'esenzione ventennale dalle tariffe di accesso alla rete per l'elettricità prelevata per l'accumulo, ai sensi del §118(6) della legge tedesca sull'energia elettrica (EnWG). La bozza di legge AgNes eliminerebbe gradualmente questo trattamento per i nuovi progetti e introdurrebbe una struttura tariffaria dedicata.
Secondo la bozza attuale, i progetti ancora in fase di sviluppo manterrebbero l'esenzione solo se raggiungessero la decisione finale di investimento (FID) prima dell'annuncio della decisione AgNes, attualmente prevista per il 1° gennaio 2027, ed entrassero in funzione entro il 4 agosto 2029. La FID dovrà inoltre essere comunicata al gestore della rete competente entro il 31 marzo 2027.
Secondo la bozza, i progetti non esentati pagherebbero una tariffa fissa annua per la rete elettrica, calcolata in base alla capacità di connessione contrattualizzata, a partire dal 1° gennaio 2029, o dalla data di messa in servizio se successiva. Separatamente, tra il 2030 e il 2033 sono previste tariffe dinamiche per la rete elettrica per i sistemi di accumulo connessi a media tensione o superiore. Questa disposizione non si limita ai progetti BESS autonomi soggetti alla nuova tariffa fissa per la capacità.
Come AgNes cambia le decisioni operative
Per gli impianti commerciali e industriali, la sfida principale è che la capacità riservata (Bestellkapazität) deve essere selezionata prima dell'inizio dell'anno, mentre il risultato in termini di costi dipende dal funzionamento effettivo dell'impianto durante l'anno. La stessa capacità riservata può generare tariffe di rete molto diverse a seconda della frequenza con cui la domanda la supera, della durata di tali periodi e della quantità di energia elettrica consumata oltre la soglia.
Gli operatori dovrebbero quindi tradurre la produzione prevista, la crescita del carico e l'elettrificazione pianificata in una decisione annuale sulla capacità, per poi gestire la domanda effettiva rispetto a tale livello durante il funzionamento. Ad esempio, quando si prevede un superamento, il sito deve decidere se spostare il consumo flessibile , scaricare la batteria, ridurre un carico non critico o accettare AP2 perché mantenere la produzione è più vantaggioso.
Per i sistemi BESS autonomi, la tariffa di capacità del 2029 aggiunge principalmente un costo annuo prevedibile basato sulla capacità di connessione alla rete. Il cambiamento operativo più significativo riguarda le tariffe di rete dinamiche, previste per le connessioni a media e alta tensione tra il 2030 e il 2033. Poiché la tariffa varierà in base all'ora e alla posizione, un programma di carica o scarica redditizio nei mercati all'ingrosso o dei servizi ancillari potrebbe diventare più o meno conveniente. Gli operatori dovranno conoscere la tariffa applicabile prima della chiusura del mercato del giorno prima e includerla nella pianificazione della distribuzione insieme agli impegni di mercato, ai limiti di connessione e alla disponibilità delle batterie.
Cosa significano le nuove regole nella pratica
Gestire efficacemente queste decisioni richiede più di una semplice rendicontazione energetica retrospettiva. Gli operatori necessitano di previsioni affidabili, dati di misurazione a intervalli regolari e monitoraggio in tempo reale al punto di connessione alla rete, insieme a un sistema di controllo in grado di coordinare le risorse flessibili o di tradurre i programmi di mercato in setpoint per le batterie. Un sistema di gestione energetica (EMS) può integrare questi input in un unico flusso di lavoro ed eseguire le priorità operative a livello locale , anziché limitarsi a visualizzare il consumo energetico.
Cosa possono preparare gli operatori prima del 2029
Sebbene i livelli tariffari finali possano subire variazioni, AgNes indica una direzione chiara: i costi della rete dipenderanno maggiormente dalla pianificazione della capacità e dalla flessibilità operativa. Gli operatori possono quindi dare priorità a quattro passaggi pratici:
- Confermare la connessione alla rete e la struttura di misurazione pertinenti, quindi creare una base di riferimento utilizzando i dati di importazione ed esportazione a intervalli di 15 minuti, la capacità di connessione alla rete contrattualizzata e i nuovi carichi o impianti previsti.
- Per i siti C&I, confronta diverse opzioni di Bestellkapazität in base alla domanda prevista e alla potenziale esposizione ad AP2.
- Valutare se il sito necessita – o dispone già – di un sistema di gestione energetica in grado di prevedere i superamenti di capacità, monitorare la connessione alla rete, coordinare batterie e carichi flessibili e ricevere segnali esterni da tariffe o dal mercato.
- Per i sistemi BESS autonomi, includere la tariffa di capacità proposta nel modello di progetto, verificare se le date di decisione finale di investimento (FID) e di messa in servizio soddisfano i requisiti per la protezione transitoria e preparare la documentazione relativa alla FID da presentare al gestore di rete competente entro il 31 marzo 2027, ove applicabile.
La preparazione per il 2029 inizia con la comprensione di come viene utilizzata la connessione alla rete e se il sito è in grado di reagire a eventuali variazioni di costi o vincoli. Contatta enjoyelec per scoprire come iEMS può integrare il monitoraggio della rete, le previsioni e il controllo coordinato degli asset per progetti BESS (Battery Energy Storage System) sia per il settore commerciale e industriale che per progetti BESS autonomi.
