Le règlement existant sur les tarifs d'accès au réseau électrique (StromNEV) date de 2005. Il expire suite à un arrêt de la Cour de justice européenne sur 31 décembre 2028 obsolète. À compter du 1er janvier 2029, les nouvelles règles AgNes devront être pratiquement applicables, ce qui représente un calendrier très serré pour une réforme de cette ampleur.
Le calendrier interne de l'Agence fédérale des réseaux prévoit, pour cet été, un premier projet de définition à publier pour consultation formelle. La fixation du cadre AgNes devrait être adoptée d'ici fin 2026. À partir de 2027, les préparatifs de mise en œuvre et les premiers règlements de suivi commenceront — notamment sur les tarifs des réseaux industriels, les tarifs de réseau dynamiques pour les stockages et l'évolution des réglementations du § 14a.
La dimension de la réforme est considérable : les coûts annuels du réseau s'élèvent actuellement à environ 37 milliards d'euros et, selon les estimations de l'Agence fédérale des réseaux, devraient atteindre environ 67 milliards d'euros d'ici 2035 et environ 79 milliards d'euros d'ici 2045. Elles représentent déjà aujourd'hui plus de 30 % du prix de l'électricité industrielle — un poste de coûts qu'il est désormais difficile d'ignorer.
Le nouveau modèle de base pour les gros consommateurs : prix de la capacité au lieu du prix de la puissance
Dans notre Rapport de mai 2026 nous avons déjà esquissé le nouveau modèle tarifaire pour les consommateurs mesurés à l'usage. L'état des lieux confirme cette évaluation. Pour les consommateurs dont la consommation annuelle dépasse 100 000 kWh — c'est-à-dire les clients commerciaux et industriels — il s'applique à partir de 2029 :
Capacité de commande (kW) × Prix de capacité (€/kW/an) + Prix de l'énergie AP1 (ct/kWh) + Prix de l'énergie AP2 (ct/kWh)
Jusqu'à présent Prix de performance, qui se base sur la charge maximale annuelle mesurée, disparaît. Il est remplacé par un Prix de capacité pour une prestation commandée ex ante. C'est un changement fondamental sur le plan conceptuel : ce n'est plus la charge de pointe réellement mesurée qui détermine le coût, mais la capacité que le consommateur a préalablement réservée lui-même.
Comment fonctionne la capacité de commande ?
Chaque année, les clients industriels peuvent, après la publication des grilles tarifaires de leurs gestionnaires de réseau, Capacité de commande en kW déterminer — au maximum à hauteur de la capacité de raccordement au réseau convenue contractuellement, et au minimum à 10 % de la charge annuelle maximale individuelle de l'année précédente. En l'absence de commande au 1er janvier, le gestionnaire de réseau détermine la capacité à partir des données de courbe de charge disponibles.
Pour les ensembles au sein de la capacité commandée est la moins chère AP1. Pour les quantités au-dessus la capacité commandée, la valeur nettement plus élevée AP2 — au moins le double, au maximum 3,5 fois celui de AP1. C'est le véritable signal de flexibilité : ceux qui consomment plus que ce qui a été commandé à court terme paient une prime sensible, mais peuvent néanmoins réagir — sans être durablement pénalisés par le prix de la puissance comme c'était le cas auparavant pour chaque nouveau pic de demande.
Les gestionnaires de réseau bénéficient ainsi d'une marge de manœuvre : entre 30 % et 60 % de leurs revenus, ils peuvent réaliser des prix du travail. Cette marge explique pourquoi les différences de tarifs de réseau régionaux persisteront à l'avenir.
Qu'est-ce qui change concrètement pour les gestionnaires d'énergie ?
Le passage du prix de puissance au prix de capacité modifie considérablement la logique d'optimisation. Jusqu'à présent, il était primordial d'éviter la demande de pointe à tout prix. Désormais, il s'agit de choisir intelligemment la capacité commandée et de l'exploiter de manière ciblée lorsque les prix spot sont avantageux. Pour les entreprises dont la demande est flexible – infrastructures de recharge, fours électriques, air comprimé, réfrigération, électrolyse – cela crée de nouvelles marges de manœuvre.
La nouvelle répartition des coûts déplace les structures existantes
Ceux qui ont bien écouté pendant l'événement savent que : outre le nouveau modèle de base, Réforme du partage des coûts entre les gestionnaires de réseaux une autre décision cruciale qui change le système. C'est ici que se déroule la redistribution décisive — et elle aura un impact plus important sur les tarifs du réseau pour les clients industriels que le modèle de base seul.
Le problème du statu quo
Aujourd'hui, la répartition des coûts est exclusivement basée sur les prélèvements effectivement mesurés par un réseau en aval auprès du niveau de réseau en amont. La logique est simple : celui qui prélève peu d'électricité du réseau supérieur paie peu de coûts de réseau en amont.
Ce principe entraîne une distorsion. Les réseaux de distribution à forte injection décentralisée — principalement par le photovoltaïque et l'éolien — ne présentent souvent plus que des charges résiduelles physiques faibles par rapport au niveau supérieur. Leurs coûts de réseau lissés diminuent en conséquence. Dans le même temps, ils continuent d'utiliser intensivement le système dans son ensemble : lors Les périodes sombres, pour lequel Redispatch, pour les services système, pour l'énergie perdue et pour le transport à haute puissance des énergies renouvelables.
L'Agence fédérale des réseaux a clairement nommé le résultat de cette méthodologie : Anomalies tarifaires. Les redevances de réseau dans les niveaux de réseau en aval sont souvent inférieures à celles des niveaux en amont aujourd'hui – une fausse incitation également lors du choix du point de raccordement au réseau.
La nouvelle clé : Consommation finale liée au réseau
À l'avenir, la répercussion des coûts ne sera plus basée sur les prélèvements mesurés au niveau en amont, mais sur ce que l'on appelle „consommation finale liée au réseau”. Celui-ci comprend toutes les consommations des consommateurs finaux au sein de votre propre niveau de réseau, ainsi que les consommations de tous les niveaux de réseau en aval jusqu'à la basse tension.
La logique s'en trouve fondamentalement modifiée : ce n'est plus la charge résiduelle locale par rapport au niveau supérieur qui décide, mais la consommation totale située derrière le réseau. La production décentralisée perd ainsi considérablement de son importance pour l'imputation des coûts. Un exploitant de réseau de distribution avec beaucoup d'injection photovoltaïque participera à l'avenir tout autant aux coûts du système amont qu'un exploitant sans.
Techniquement, la clé de lissage est basée sur les valeurs réelles de l'année précédente et s'adapte annuellement. En cas de modifications très significatives, une disposition de règlement d'exception est prévue.
La conséquence: des tarifs de réseau plus élevés en moyenne et basse tension
La présentation de la Bundesnetzagentur contient des simulations modélisées sur l'effet de ce changement de système. Le résultat est sans équivoque :
En dans Haute tension et le Transformation haute tension les coûts à la charge des consommateurs finaux diminuent d'environ 48 % à 53 % par rapport au statu quo. Les clients industriels directement raccordés aux réseaux à haute tension et qui ont aujourd'hui traditionnellement des soutirages importants du niveau amont bénéficient de la réforme.
En revanche, les parts de coûts augmentent principalement dans Réseaux de moyenne et basse tension — en partie considérablement. Les réseaux de distribution ruraux avec une forte pénétration des énergies renouvelables sont particulièrement touchés. Ces coûts plus élevés au niveau des exploitants de réseaux de distribution seront finalement répercutés via leurs tarifs — sous forme de prix de capacité et/ou d'énergie plus élevés. Pour les clients industriels du moyenne tension dans les régions à forte concentration d'énergies renouvelables, cela signifie : La réforme des tarifs de réseau coûtera plus cher, comme le suggère à lui seul le nouveau modèle de base.
L'Agence fédérale des réseaux accepte consciemment ce décalage. Elle considère que le favoritisme accordé jusqu'à présent aux réseaux forts en énergies renouvelables n'était pas techniquement et économiquement approprié.
Tarifs d'injection : Pour la première fois, les producteurs paient aussi
À partir de 1er janvier 2029 doivent pour la première fois introduire des tarifs de raccordement généraux. Jusqu'à présent, les installations de production sont exemptées du paiement des tarifs de réseau généraux — même si elles contribuent de manière significative aux coûts du réseau.
La redevance d'injection est basé sur la capacité, uniform au niveau fédéral et ne comporte pas de composante de prix de l'énergie. Les installations dont la puissance brute installée est supérieure à 30 kW. La hauteur est déterminée annuellement par les gestionnaires de réseau sur la base d'une moyenne mobile sur 5 ans. L'Agence fédérale des réseaux indique une fourchette de 4 à 7 €/kW/an — leur propre calcul d'exemple montre des valeurs glissantes entre 5,38 et 5,65 €/kW/an pour les années 2020 à 2026.
Les revenus sont intégralement reversés aux OTs et y sont pris en compte en déduction des coûts dans les tarifs de réseau de transmission uniformes à l'échelle nationale, soulageant ainsi indirectement tous les consommateurs. L'Agence fédérale des réseaux s'attend à ce que jusqu'à 2 milliards d'euros par an.
Installations existantes ainsi que les installations pour lesquelles une décision d'investissement finale (FID) a été prise avant l'entrée en vigueur du règlement AgNes et celles qui, au plus tard 4 août 2029 entrer en service, recevoir un protection du droit acquis de 20 ans.
Stockage : la protection de la confiance demeure — de nouvelles taxes arrivent
Le président de la BNetzA, Klaus Müller, a résumé le message central : „Nous accordons une plus grande importance à la protection de la confiance qu'à nos propositions précédentes.” Le site exonération légale des tarifs de réseau selon le § 118 al. 6 EnWG pour Stockage sur batterie reste, lorsque la FID avant l'entrée en vigueur de la décision AgNes touché et que le stockage au plus tard 4 août 2029 dans le réseau.
Pour les nouveaux dispositifs de stockage raccordés au réseau, à compter de la FID après l'entrée en vigueur de la détermination, il existe un prix modéré de la capacité — de manière analogue à la redevance d'injection, donc de l'ordre de 4 à 7 €/kW/an. Celle-ci s'applique une seule fois pour les deux sens et aucune rémunération de la consommation ne s'applique aux batteries. L'Agence fédérale des réseaux argumente que cette charge annuelle est très faible par rapport aux coûts d'investissement annualisés d'un BESS.
Des tarifs de réseau dynamiques pour le stockage au plus tôt 2030, si possible d'ici 2033. Dans sa conception appropriée, la BNetzA y voit plutôt une opportunité de revenus pour les exploitants de stockage que ne serait-ce qu'une charge — avec une utilisation conforme au réseau, des rémunérations allant jusqu'à 10 ct/kWh pourraient être perçues.
Tarifs du réseau industriel : période de transition jusqu'à fin 2031
Le privilège de la charge sur bande (§ 19 al. 2 StromNEV) – une remise controversée depuis des décennies pour les consommateurs en période de forte charge – sera pour les clients existants jusqu'à 31 décembre 2031 prolongé. La future conception des tarifs des réseaux industriels sera décidée début 2027 afin d'intégrer les enseignements des projets pilotes en cours jusqu'à fin 2026. L'utilisation atypique du réseau restera également transitoirement maintenue pour les grands consommateurs.
Pour les entreprises industrielles qui, aujourd'hui, continuent par de fortes remises Charge de la bande ou le utilisation atypique du réseau profiter, cela signifie : la période de transition est certes sécurisée, mais il est maintenant temps de se préparer pour 2031.
Le BEE évalue ce prolongement comme „revers important” et „mesure de prolongation de la vie pour une relique du siècle dernier”. La critique est compréhensible : dans un système qui mise de plus en plus sur la flexibilité, le maintien d'un privilège de charge de bande envoie le mauvais signal.
Notre évaluation du rapport d'étape d'AgNes
Le résumé de l'Agence fédérale des réseaux est plus clair sur de nombreux points que prévu — et il confirme la direction que nous avons esquissée dans notre. Le nouveau modèle de base avec capacité de commande et prix du travail divisé en deux arrive. La libération des installations de stockage existantes est maintenue. La redevance d'injection arrive, plus modérée que redouté initialement.
Le levier sous-estimé est cependant le report des coûts. Elle modifie la base sur laquelle tous les tarifs de réseau sont calculés. Les clients industriels raccordés à un réseau de moyenne tension dans une région à forte concentration d'énergies renouvelables ressentiront les effets dans les grilles tarifaires, indépendamment de la conception détaillée du modèle de base. La décharge de la couche du réseau de transport est le revers de la médaille de la surcharge des couches des réseaux de distribution.
La consultation formelle du projet de décision complet devrait commencer en Été 2026. D'ici fin 2026, le cadre de fixation d'AgNes devrait être adopté. Les préparatifs de mise en œuvre commenceront à partir de 2027, et avec eux, les modifications concrètes des grilles tarifaires.
FAQ sur le rapport intermédiaire d'AgNes
À partir de quand le nouveau prix de capacité s'applique-t-il aux clients industriels ?
Le nouveau tarif de capacité pour les gros consommateurs (> 100 000 kWh/an) s'applique à partir du 1er janvier 2029. L'établissement du cadre devrait être décidé fin 2026, les nomenclatures de prix concrètes des gestionnaires de réseau suivront à partir de 2027/2028.
Qu'est-ce qui remplace le prix de performance actuel ?
Le prix de la puissance (en €/kW, calculé sur la base de la puissance maximale annuelle mesurée) est déterminé par un Prix de capacité pour une prestation commandée ex ante remplacées. Les quantités comprises dans la commande sont facturées au tarif AP1, celles qui dépassent ce seuil au tarif AP2 (minimum 200 %, maximum 350 % au tarif AP1).
Pourquoi les tarifs du réseau peuvent-ils augmenter dans les réseaux moyenne tension malgré l'injection d'énergies renouvelables dans le propre réseau ?
Parce que la nouvelle répartition des coûts ne prend plus en compte la charge résiduelle physique par rapport à la couche supérieure, mais la totalité consommation finale liée au réseau dans les réseaux propres et tous les réseaux en aval. L'injection locale d'énergies renouvelables ne réduit plus ce facteur de charge.
Les clients industriels disposant de leur propre système de stockage d'énergie par batterie (BESS) ou unité de production doivent-ils payer des frais d'injection maintenant ?
Oui. Pour les installations photovoltaïques > 30 kW de puissance brute installée – à condition qu'il n'y ait pas de FID avant l'entrée en vigueur de la disposition AgNes (au plus tôt le 1er janvier 2027). Pour les installations existantes, une protection de 20 ans s'applique à compter de la mise en service initiale. Pour les BESS, la protection de la confiance et le FID s'appliquent jusqu'au 4 août 2029.
Le privilège de la masse du groupe est-il maintenu ?
Pour les clients existants jusqu'au 31 décembre 2031. La nouvelle réglementation pour la période suivante sera décidée début 2027.