La batería dejará de ganar dinero únicamente por mover energía en el tiempo. También podrá ganar —o perder— dinero según cómo se comporte frente a la red eléctrica.
Durante años, gran parte del business case del almacenamiento se ha construido alrededor de una idea sencilla:
cargar cuando la electricidad es barata y descargar cuando es cara.
Después llegaron los mercados de frecuencia, balancing, capacity y otros ancillary services.
Pero Alemania está preparando un cambio potencialmente más profundo.
El 6 de agosto, la Bundesnetzagentur (BNetzA) publicó el borrador completo de su reforma AgNes — Allgemeine Netzentgeltsystematik, que redefinirá cómo se reparten los costes de red a partir de 2029. El documento se encuentra actualmente en consulta pública hasta el 18 de septiembre de 2026, con intención de aprobar la regulación definitiva antes de terminar el año.
Y para los sistemas BESS aparece una idea particularmente interesante:
el comportamiento de una batería frente a la congestión de la red puede convertirse en una señal económica.
1️⃣ Primero: Alemania no quiere penalizar los ciclos del BESS
La BNetzA propone que los nuevos sistemas de almacenamiento contribuyan a financiar la red mediante un cargo basado principalmente en capacidad, no mediante un cargo energético proporcional a cada MWh cargado.
La referencia planteada está aproximadamente entre:
€4–7/kW/año.
La Bundesnetzagentur considera además que los BESS no deberían pagar un precio energético con función de financiación de red.
Esto es mucho más importante de lo que parece.
Un cargo por MWh introduce fricción económica en cada ciclo de la batería.
Un cargo fundamentalmente asociado a la capacidad de conexión preserva mucho mejor el incentivo para utilizar el activo cuando el sistema eléctrico lo necesita.
El borrador publicado ahora desarrolla ese concepto y cálculos independientes sobre la documentación sitúan el cargo alrededor de €4,92–5,14/kW/año en los ejemplos analizados.
Para ponerlo en perspectiva:
un BESS de 100 MW estaría hablando aproximadamente de €0,5 millones anuales de este componente, antes de considerar el resto de elementos regulatorios.
Pero ese no es el punto más interesante.
2️⃣ Lo realmente disruptivo son los Dynamic Grid Fees
La Bundesnetzagentur está preparando también la introducción de tarifas dinámicas de red para almacenamiento.
El objetivo es sencillo:
si una batería empeora una congestión existente, la señal económica debería desincentivar esa operación.
Si ayuda a aliviarla, debería incentivar ese comportamiento.
La BNetzA plantea estudiar su introducción para almacenamiento no antes de 2030 y, si es posible, antes de 2033. También reconoce que estos mecanismos pueden reducir necesidades de redispatch.
Esto cambia la lógica operativa del BESS.
Ya no bastará con preguntar:
¿Cuál es ahora el mejor precio de electricidad?
El optimizador tendrá potencialmente que considerar simultáneamente:
La optimización energética se convierte progresivamente en optimización energética + optimización de red.
3️⃣ Y aparece otra pieza clave: Flexible Connection Agreements
Existe además una consecuencia estratégica.
Europa tiene una enorme cartera de proyectos renovables, BESS, industria y data centers esperando conexión.
Construir nuevas líneas y subestaciones sigue siendo necesario.
Pero no es la única herramienta.
Los Flexible Connection Agreements (FCA) permiten conectar nuevos activos aceptando determinadas restricciones operativas cuando la red se encuentra congestionada.
La propia hoja de ruta de la Bundesnetzagentur vincula el desarrollo de las tarifas dinámicas con futuros procedimientos relacionados con estas conexiones flexibles.
Aquí aparece una posible transformación del sistema eléctrico:
Grid reinforcement + Flexible Connections + BESS + advanced control.
En lugar de dimensionar permanentemente la infraestructura para todas las situaciones extremas posibles, parte de la flexibilidad puede trasladarse a los activos conectados.
Y pocos activos pueden reaccionar tan rápido como un BESS.
4️⃣ El negocio BESS también está cambiando financieramente
Otro movimiento reciente en Alemania ilustra la segunda mitad de esta transformación.
Zelestra y Centrica Energy acaban de firmar un physical tolling agreement para un BESS standalone de:
99 MW / 297 MWh — 3 horas
en Hilgermissen, Baja Sajonia.
Zelestra desarrollará, construirá, poseerá y operará la batería.
Centrica Energy comercializará y optimizará la capacidad contratada simultáneamente en:
Day-Ahead + Intraday + Ancillary Services.
La construcción está prevista para 2027 y la operación para la segunda mitad de 2028.
Esto muestra otra tendencia importante.
El ecosistema se está especializando:
Asset owner → BESS → Optimizer → múltiples mercados eléctricos.
El hardware almacena energía.
Pero buena parte del valor económico se genera mediante la decisión de qué hacer con esa energía en cada instante.
5️⃣ El EMS empieza a ser tan importante como la batería
Ésta puede ser una de las principales consecuencias para fabricantes e integradores.
Durante la primera generación de proyectos BESS, gran parte de la diferenciación estaba en:
Todo eso seguirá siendo fundamental.
Pero conforme aparecen mercados múltiples, conexiones flexibles y señales de red dinámicas, aumenta el valor de otra capa:
el control.
El sistema debe decidir continuamente cuál es el uso económicamente óptimo del activo sin violar sus límites técnicos.
Eso significa integrar:
Una batería sin inteligencia operativa es simplemente capacidad instalada.
Una batería correctamente orquestada puede convertirse en infraestructura flexible del sistema eléctrico.
6️⃣ Esto es particularmente importante para industria y data centers
La misma lógica puede extenderse más allá de los BESS standalone.
Un data center, una fábrica o un gran consumidor con almacenamiento detrás del contador puede utilizar la batería para combinar:
Pero existe una distinción crítica:
el BESS no debe confundirse con el UPS que protege el bus IT crítico de un data center.
Son capas con funciones diferentes.
El verdadero potencial aparece cuando la flexibilidad energética permite reducir la potencia máxima solicitada, aprovechar conexiones limitadas o acelerar el acceso a capacidad eléctrica.
En mercados donde conseguir MW disponibles se está convirtiendo en uno de los principales cuellos de botella para construir nueva infraestructura, esto puede ser incluso más valioso que ahorrar algunos euros por MWh.
⚡ CONCLUSIÓN
Alemania no está simplemente creando una nueva tarifa para baterías.
Está empezando a introducir una idea mucho más poderosa:
la flexibilidad de un BESS tiene valor espacial y temporal para la red.
El almacenamiento ya no será únicamente:
Energy shifting.
Será progresivamente:
Energy shifting + Grid flexibility + Capacity optimisation + Multi-market operation.
Y eso cambia también dónde estará la ventaja competitiva.
La próxima batalla del almacenamiento no se librará únicamente en conseguir baterías más baratas.
Se librará en conseguir que cada MW instalado pueda decidir, en cada momento:
cuándo cargar, cuándo descargar, cuándo reservar capacidad y cuándo simplemente no hacer nada.
Porque en un sistema eléctrico cada vez más congestionado, renovable y dinámico, la batería importa… pero la inteligencia que decide cómo utilizarla puede importar todavía más.
