AgNES signifie Systématique générale des tarifs de réseau pour l'électricité. L'Agence fédérale des réseaux (BNetzA) a ouvert la procédure de réglementation le 12 mai 2025 sous la référence GBK-25-01-1#3. Celle-ci vise à remplacer le règlement sur les redevances du réseau électrique (StromNEV), qui arrive à échéance et cessera d'être en vigueur au 31 décembre 2028.
Nous avons résumé ici un article de fond détaillé sur la réforme AgNes : Réforme des tarifs du réseau électrique — contexte et aperçu
Pourquoi une réforme — et pourquoi maintenant ?
Le système actuel de tarification du réseau date d'une époque où l'électricité provenait principalement de grandes centrales au charbon, au gaz et nucléaires. Les clients industriels paient leur prix de puissance en fonction de la charge maximale annuelle : un seul pic de demande – souvent de quelques minutes par an – détermine une grande partie des coûts du réseau. Ce système n'incite guère à un comportement favorable au réseau.
En même temps, le réseau connaît une transformation fondamentale : une alimentation décentralisée à partir de Photovoltaïque et le vent, un nombre croissant de prosommateurs, Stockage sur batterie, pompes à chaleur et mobilité électrique. Les injections créent de nouvelles charges sur le réseau que l'ancien système de tarification ne reflète pas. La réforme vise à changer cela.
Un jugement de la Cour de justice européenne sur l'indépendance de l'autorité de régulation, qui a définitivement scellé l'abrogation de la StromNEV en 2028, exerce une pression supplémentaire. Il n'y a pas de retour en arrière possible — la nouvelle approche est inévitable.
Un modèle de base en discussion : prix de capacité et 2 prix du travail
Au centre des discussions actuelles se trouve un modèle à trois composantes de rémunération, qui pourrait remplacer le prix de performance actuel. À cette fin, l'Agence fédérale des réseaux a publié fin avril 2026 des “points de référence” pour l'échange d'experts qui approche à grands pas. Ceux-ci prévoient le système suivant :
- Prix de capacité (PC) : L'utilisateur du réseau choisit lui-même sa puissance en kW. Cette capacité, librement choisie, constitue la base du financement du réseau.
- Prix de revient 1 (PR1) : Tarif normal pour la consommation dans la capacité auto-sélectionnée.
- Prix de revient 2 (PR2) : Tarif majoré en cas de dépassement de la capacité choisie — avec une incitation directe au respect.
La différence essentielle par rapport au système actuel est que la capacité n'est plus déterminée rétrospectivement à partir de la charge maximale annuelle, mais est définie à l'avance par l'utilisateur du réseau lui-même. Cela crée une sécurité de planification et incite directement à optimiser spécifiquement son propre profil de charge.
Composante d'incitation dynamique : Remises pour la flexibilité
En complément du modèle de base, la BNetzA prévoit des composantes tarifaires dynamiques qui récompensent systématiquement le comportement utile au réseau. Ceux qui réagissent aux signaux du réseau ou du marché et ajustent leur charge paieront moins de frais de réseau. Le montant de la réduction dépend de trois critères :
- Étendue de la flexibilité : Les variations de charge perceptibles à partir d'environ 3 % sont prises en compte : plus la réaction est importante, plus la réduction de charge est élevée.
- Durée de validité : Celui qui peut offrir une flexibilité durable, fiable et à long terme bénéficie davantage que lors de participations sporadiques et de plus courte durée.
- Vitesse de réaction : La flexibilité activable à court terme, telle que celle offerte par les systèmes de stockage par batteries, est particulièrement valorisée.
Concrètement, plusieurs plages horaires avec trois niveaux de prix (tarif élevé, normal et bas) sont prévues, qui seront fixées une fois par an et facturées mensuellement ou au moins deux fois par trimestre. Cela fait de la flexibilité un facteur de rendement mesurable et planifiable.
Tarifs des sondages pour l'industrie et le commerce : 2 modèles en projets pilotes
Parallèlement au modèle de rémunération général, la BNetzA teste depuis début 2026 deux approches pour les clients industriels dans le cadre de projets pilotes. La procédure initialement distincte pour les tarifs des réseaux industriels (BK4-24-027) a été intégrée au processus AgNes en juillet 2025 afin de garantir une méthodologie globale cohérente.
- Modèle A — Flexibilité orientée sur le marché au comptant : Les prix basés sur la performance sont orientés sur le stress du marché. Les prix spot élevés et la charge du système créent peu de fenêtres de prix élevés, mais intensives — plusieurs fois par jour, à court terme. Potentiel d'économie élevé, mais exigences élevées en matière de systèmes de prévision et de qualité de répartition.
- Modèle B – Flexibilisation au service du réseau : Les tarifs de puissance sont basés sur la charge réelle du réseau (fenêtres de forte charge, FFL). Fenêtres temporelles planifiables et stables avec une majoration plus modérée. Approche plus conservatrice — et le point d'entrée le plus plausible à partir de 2029.
Un premier échange entre les entreprises participantes, la BNetzA, le BDI et la DIHK a eu lieu le 19 février 2026. La réduction devrait s'orienter sur les réductions de tarifs de réseau en pourcentage des années précédentes afin qu'il n'y ait pas d'avantage concurrentiel injustifié découlant de la participation au projet pilote.
Les deux scénarios de stockage de batteries en détail
Sur la base des consultations en cours de la BNetzA, le département technique de CUBE CONCEPTS a défini deux variantes d'aménagement probables pour les nouvelles fenêtres de prix du Leistung. Les deux reposent sur le même modèle de base, mais diffèrent par leur dynamique, leur niveau de prix et leur structure temporelle. Elles mettent en lumière le potentiel d'économie futur des systèmes de stockage par batterie dans le fonctionnement classique "Behind-the-Meter" (BTM). Si les fenêtres de prix élevé, planifiées jusqu'à présent à partir de 2029, se concrétisent, les entreprises devraient réduire considérablement leurs charges de pointe pendant ces périodes. Les points de départ centraux des deux scénarios sont les suivants :
| Scénario A — Axé sur le prix | Scénario B — Piloté par la grille | |
| Logique | Le stress du marché (prix au comptant) crée des fenêtres de prix élevés — plusieurs fois par jour, à court terme. | Charge réseau réelle (HLZF) détermine la fenêtre — planifiable, stable. |
| Prix le plus élevé | 450 €/kW/an (Facteur 2,8×) | 260 €/kW/an (Facteur 1,6×) |
| Crénau horaire | 3 fenêtres/jour · chacune 1–2 h | 2 fenêtres/jour · chacune 2 h |
| Classification | Potentiel d'économies élevé, exigences élevées. Plutôt à partir de 2031+. | Scénario de base conservateur. Entrée la plus plausible à partir de 2029. |
Avis importantUne réforme arrivera – mais sa forme exacte n'est pas encore déterminée. Les deux scénarios ne sont pas une certitude, mais des variantes basées sur les consultations actuelles (état de février 2026). Le premier projet de définition suivra mi-2026.
Résultats de simulation : que signifie concrètement ?
Une simulation de localisation pour un système de stockage d'énergie par batterie de 1 MW/2 MWh (investissement : 520 000 €) montre la gamme de possibilités du business case dans différents cadres réglementaires. Ici, il est possible de Élimination des pics de charge, Déplacement de la charge et Optimisation de la consommation propre réduire les coûts d'approvisionnement comme suit :
| État actuel (2026) | Scénario A – Axé sur le prix | Scénario B – Piloté par la grille | |
| Rendement annuel | 97.191 € | 320.105 € | 226.487 € |
| Amortissement | 5,3 années | 1,5 an | 2,2 années |
| Rendement | 17,2 % | 94 % | 58,6 % |
| Épargne annuelle totale | 107.591 € | 333.105 € | 239.487 € |
| économies sur le prix de la puissance | 10.017 € | 250.419 € | 157.574 € |
| économies d'arbitrage | 97.574 € | 82.686 € | 81.913 € |
Le levier décisif est la réduction des prix de puissance : elle passe du bon 10 000 € actuels à un maximum de 250 000 € dans le scénario A. Le nouveau système déplace ainsi clairement la valeur d'un système de stockage par batterie vers l'optimisation des frais de réseau.
Sujets controversés : ce que le secteur de l'énergie rejette
Ces trois points de l'ensemble du processus AgNes de la BNetzA font particulièrement controverse dans le secteur de l'énergie :
- Frais d'injection : La BNetzA souhaite à l'avenir également faire participer les producteurs injecteurs (PV, éolien) aux coûts du réseau. En mars 2026, toutes les grandes associations – BDEW, VKU, BEE, BDI et bne – ont rejeté cette approche de manière unie dans leurs prises de position.
- Cotisations de construction obligatoires : La BNetzA tend vers une extension et une obligation des contributions aux coûts de construction (BKZ). Là aussi, il y a une résistance considérable.
- Complexité de la dynamisation : Le BEE se félicite du principe des tarifs dynamiques, mais il rappelle qu'il ne faut pas fixer des exigences techniques trop élevées et qu'il faut ancrer des modèles de transition avec des délais contraignants — afin que la pression à la mise en œuvre soit maintenue.
Calendrier : Où en est la procédure aujourd'hui ?
Après l'ouverture de la procédure et la première publication du document de discussion en mai 2025, divers ateliers de lancement ont eu lieu durant l'été 2025. Leur évaluation s'est prolongée jusqu'en décembre, date à laquelle le premier atelier d'experts sur le “Modèle de base du financement du réseau & basse tension” a débuté. À peu près au même moment, durant l'hiver, le groupe de travail “Tarifs de réseau dynamiques & tarifs de stockage” a entamé la discussion interne. Lors des réunions de février et mars 2026 sur le thème des “Tarifs d'injection & péréquation des coûts”, les experts ont rencontré une forte résistance de la part de toutes les associations, de sorte qu'aucun résultat ne peut encore être attendu dans ce domaine.
L'atelier et l'échange d'experts présentés ici sur les “tarifs des réseaux industriels” ont eu lieu le 30 avril 2026, et les premiers projets pilotes sont en cours depuis février 2026. Les entreprises participantes et les exploitants de réseaux ont 6 ou 12 mois pour tester de nouveaux systèmes de tarifs de réseaux individuels.
Prochaines étapes clés :
- Mi-2026 – Premier projet de décision formel avec consultation (prévu)
- Fin 2026 – Décision finale – Examen par le Comité des États
- 2027–2028 – Mise en œuvre dans la communication marketing et les systèmes techniques
- 1er janvier 2029 – Entrée en vigueur de la nouvelle structure tarifaire du réseau
Conclusion : la flexibilité devient un facteur de rendement
Le procédé AgNes prend forme. Avec le modèle de prix de capacité et les composantes d'incitation dynamique prévues, une systématique émerge qui ne récompense plus seulement la flexibilité, mais l'exige. La valeur d'un stockage par batterie se déplace ainsi clairement vers l'optimisation des coûts de réseau : tandis que les revenus d'arbitrage restent relativement stables, l'économie sur les prix de puissance pourrait multiplier son niveau actuel par plusieurs facteurs à partir de 2029.
Pour les entreprises, une réforme est décidée, sa mise en œuvre suivra mi-2026. Fin mai 2026, la BNetzA a confirmé le modèle décrit ici et un Rapport intermédiaire Agnes publié. Une première ébauche de réglementation suivra bientôt. Ceux qui analysent dès maintenant les pics de performance qu’ils peuvent éviter lors de futures périodes de prix élevés — et quels investissements sont rentables — ont un avantage certain. Les projets pilotes montrent déjà que le modèle économique des systèmes de stockage par batterie devient beaucoup plus attractif dans le nouveau cadre réglementaire.
FAQ
Qu'est-ce qu'AgNes ?
AgNes signifie "Système général de tarification du réseau électrique". L'Agence fédérale des réseaux a ouvert la procédure de fixation le 12 mai 2025, qui remplacera la StromNEV expirant à partir du 1er janvier 2029.
Quel est le prix de la capacité dans le modèle AgNes ?
L'utilisateur du réseau sélectionne sa puissance en kW lui-même. Il paie un prix de capacité (KP) pour cette puissance, un prix pour l'énergie AP1 pour la consommation dans la limite de la capacité et un prix pour l'énergie plus élevé AP2 en cas de dépassement. Ce modèle remplace ainsi le prix de puissance actuel basé sur la charge maximale annuelle. Les proportions entre les trois composantes du prix ne sont pas encore définies.
Quand s'applique le nouveau système de frais de réseau ?
La StromNEV expire le 31 décembre 2028. La définition finale des AgNes est prévue pour fin 2026, la mise en œuvre dans la communication de marché pour 2027-2028, de sorte que les nouvelles règles s'appliquent à partir du 1er janvier 2029.
Quels modèles sont testés pour l'industrie et le commerce ?
L'Agence fédérale des réseaux teste deux modèles dans des projets pilotes : Modèle A „ Flexibilité axée sur le marché au comptant ” et Modèle B „ Flexibilisation au service du réseau ”. Les deux testent comment un comportement de charge flexible peut être récompensé par des tarifs de réseau spéciaux.
Que signifie la réforme AgNes pour les systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) ?
Les accumulateurs d'énergie peuvent écrêter les pics de performance dans le nouveau système et ainsi optimiser le prix de la capacité ainsi que les futures périodes de forte demande. Des simulations montrent, selon le scénario, une réduction du temps d'amortissement de 5,3 ans actuellement à 2,2 ans (scénario B) ou 1,5 an (scénario A).