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Lors de la réforme des tarifs de réseau par l’Agence fédérale de la Agnès- Projet de réglementation Projets de stockage d'énergie électrique Des délais serrés. Trois délais précis sont au cœur de la question afin de garantir la meilleure exemption de droit de réseau en vigueur depuis 20 ans.
- 1er janvier 2027Date limite pour la décision définitive d’investissement concernant un BESS
- 31 mars 2027Délai de notification pour une investiture de projet auprès du gestionnaire du réseau
- 4 août 2029: Dernier délai pour le chargement du stockage
Le véritable problème n’est souvent pas la décision d’investissement elle-même, mais le raccordement au réseau : les délais d’attente de plusieurs années sont la norme pour de nombreux opérateurs de réseau. Les Flexible Connection Agreements (FCA) offrent un moyen pragmatique à court terme dans ce contexte – à condition que la négociation avec le fournisseur de réseau soit réussie.
Situation initiale : L’exonération des redevances de réseau dans le cadre d’AgNes
Avec l’AgNes (Système général de tarification de l’électricité), l’Agence fédérale de la réglementation des réseaux réorganise les bases de la tarification des réseaux – une procédure qui remonte à une décision de la Cour de justice de l’Union européenne du 2 septembre 2021, qui reprochait à l’autorité un trop faible marge de manœuvre dans la réglementation actuelle. Pour les exploitants de batteries, un aspect est particulièrement crucial : l’exemption de 20 ans existante des frais de réseau, avec une fonction de financement, prévue par l’article 118, paragraphe 6, de l’EnWG.
Après une période d’incertitude – il a été question, à plusieurs reprises, d’annulation rétroactive de l’exonération pour les installations existantes –, l’Agence fédérale de la réglementation des télécommunications a inscrit dans le projet final de réglementation une réglementation claire de protection de la confiance : ceux qui investissent en temps opportun conservent l’exonération. Ce qui constitue un “ temps opportun ” signifie concrètement trois périodes successives, qui seront détaillées dans le prochain chapitre.
Pour en savoir plus, consultez notre rapport Projet de fixation AgNes 2026 : La réforme des tarifs d'utilisation des réseaux à partir de 2029 en un coup d'œil
Les trois délais en détail
| Première | Date | Que faire | Consequences for failure |
| Décision d'investissement (FID) | jusqu'au 1er janvier 2027 (entrée en vigueur de la réglementation AgNes) | La décision définitive d’investissement est prise – elle est considérée comme prise lorsque les commandes contractuelles couvrent au moins la moitié du volume d’investissement | Les dépôts seront facturés à partir du 1er janvier 2029, quelle que soit la date d'entrée en service. |
| Délai de présentation des preuves | jusqu'au 31 mars 2027 | Les FID détectées doivent être “ en forme appropriée ” démontrées au gestionnaire du réseau compétent | Sans preuve en temps voulu, la perte de l’exonération risque de se produire malgré une notification en temps opportun de la FID |
| Installation du réseau (mise en service) | jusqu'au 4 août 2029 | Le stockage doit être connecté au réseau | Perte de l’exonération de la taxe d’électricité pour les personnes âgées de 20 ans, même en cas de déclaration FID en temps utile |
Notez : il y a un maximum de deux ans et demi entre la décision d’investissement (dès au moins le changement d’année 2026/27) et le déploiement du réseau (dès au moins août 2029). Pour un projet qui passe habituellement par la planification, l’autorisation, l’acquisition, la construction et l’alimentation en réseau, c’est un délai très serré – et c’est précisément là que se pose le prochain problème : l’alimentation en réseau elle-même.
Le raccordement au réseau électrique
Les contraintes d’accès aux réseaux et les capacités de réseau limitées réduisent encore davantage les temps d’attente des AgNes dans la pratique. La demande de capacité d’accès dépasse drastiquement le réseau disponible. Chez l’un des plus grands opérateurs de réseaux de distribution comme Eon, les demandes d’accès dépassent actuellement les 500 Gigawatts. C’est six fois la capacité maximale actuelle en Allemagne. En même temps, la demande en stockage énergétique augmente rapidement. Seule depuis juin 2025, la capacité installée de stockage de batteries en Allemagne a augmenté de 37 pour % atteindre près de 30 GWh, dont un quart provient de stockage commercial et industriel.
La situation est similaire pour les Entreprises de transport d'électricité (ÜNB) Ce qui peut signifier pour certains projets est illustré par un exemple de Rommerskirchen, entre Cologne et Düsseldorf. Ici, un projet d’aménagement industriel avec jusqu’à 2 000 emplois doit être suspendu pour l’instant, car le fournisseur d’électricité concerné, Westnetz, ne peut probablement autoriser l’installation qu’à la mi-des années 2030. Des cas similaires se multiplient à l’échelle nationale – pas seulement chez les consommateurs, mais aussi dans le cas de projets d’énergie renouvelable et de stockage.
Pour les projets de batteries à temps AgNes, c'est actuellement une menace concrète. Même celui qui prend la décision d'investissement à temps et prouve sa conformité dans les délais peuvent rencontrer des difficultés d'accès au réseau si l'opérateur de réseau compétent ne peut ou ne veut pas réaliser l'installation d'ici août 2029.
Le législateur réagit – mais pas suffisamment à temps pour les projets de 2027/2029
La pression politique s’est également manifestée récemment. Le 1er septembre 2026, l’Alliance pour la transition énergétique et la digitalisation (EDA), un groupe de 17 entreprises du secteur énergétique, a présenté son propre projet de loi comprenant 30 mesures spécifiques. Les points clés sont les suivants : des normes et des processus uniformes pour les 866 gestionnaires de réseaux répartis à travers le pays, un droit à un dédommagement forfaitaire en cas de violation des obligations des gestionnaires de réseau, ainsi qu’une mise en œuvre accélérée des compteurs intelligents comme condition pour une plus grande souplesse dans le réseau. Les propositions visent des modifications au EEG, à l’EnWG et à la MsbG.
Le paquet de mesures déjà décidé par le gouvernement poursuit une approche différente. Dans les zones où le taux d’abattement est élevé, de nouveaux parcs éoliens et solaires ne seront désormais connectés que si les exploitants renoncent, en contrepartie de l’abattement obligatoire, à une partie de leur indemnisation – la légalité de cette pratique au regard du droit européen reste toutefois à déterminer. Ce principe est inscrit dans le paquet de mesures 2026 par le „Clause de redistribution“.
Tous deux combinés devraient améliorer la situation en matière d’accès à l’électricité. Toutefois, ces mesures n’auront vraisemblablement effet que lors de la procédure législative habituelle. Cependant, ce délai est trop tard pour les projets qui doivent investir en 2027 et entrer en réseau en 2029. Ceux qui planifient maintenant ont besoin d’une solution efficace à court terme.
FCA comme solution intermédiaire pragmatique
Alors que les législateurs travaillent à des solutions structurelles, un instrument pragmatique existe depuis près d'un an et agit à court terme : Contrats de connexion flexibles (FCA). Le principe peut être décrit par une image de la planification des transports. Malgré le “ trafic ”, le client peut utiliser la ligne. Cela ne signifie pas nécessairement que l’on doit attendre jusqu’à ce qu’une nouvelle ligne soit construite. En pratique, cela signifie que, plutôt que d’attendre l’ensemble du développement du réseau, l’installation reçoit d’abord une partie de la capacité nécessaire. Anslutement avec une puissance réduite. En retour, il s’engage notamment à limiter les charges d’alimentation ou de délestage lors de périodes de forte charge de réseau.
Comment cela fonctionne en pratique est illustré par un projet pilote à Bollingstedt (Schleswig-Holstein). Le fournisseur d'électricité SH Netz (Eon) a ici connecté un des plus grands projets de batteries de stockage d'Allemagne par l'intermédiaire de FCA en collaboration avec le fournisseur de stockage Eco Stor. Le stockage réagit en quelques millisecondes à la situation du réseau et se déconnecte automatiquement en cas de besoin. Toutefois, il utilise spécifiquement les capacités libres lors des périodes de faible demande. Eon développe actuellement un contrat standard unifié à l'échelle nationale à partir de cela et prévoit d'offrir des batteries de stockage FCAs à grande échelle à l'échelle nationale d'ici 2026. Le principe de l'échange pur est le suivant : Régime d’adhésion contraire à la flexibilité. Le fait que le modèle soit aussi rentable est illustré par le récent transfert du stockage de Bollingstedt à l’entreprise énergétique suisse Alpiq : le cadre contractuel fiable du FCA était un argument important pour l’acheteur.
FCAs : Les limites et la critique
Les FCAs ne sont pas une carte de circulation. Du point de vue des associations, le BVES met en garde contre l’utilisation d’un modèle standard fédéral rigide. En raison des structures différentes et des conditions contractuelles connues jusqu’à présent, elles ne sont pas sans danger sur le plan économique et opérationnel pour de nombreux exploitants de centrales électriques. De plus, les FCAs ne créent pas non plus d’incitation à l’élargissement du réseau nécessaire, selon le BVES.
Les critiques parlent d'une Gestion du défaut Au lieu d’une véritable solution. De plus, malgré FCA, le client final reste dépendant du fournisseur d’accès à Internet, et la conclusion est – contrairement à une obligation légale – jusqu’à présent volontaire. Toutefois, selon la situation actuelle, le ministère fédéral de l’Économie souhaite maintenir cette situation.
Pour les promoteurs immobiliers, cela signifie que les FCAs constituent un outil efficace pour respecter les délais des AgNes lorsque le raccordement au réseau classique n’est pas prêt à temps. Mais uniquement si la négociation avec le fournisseur de réseau aboutit à des conditions économiquement viables.
Pourquoi la position de négociation compte
Un FCA est essentiellement une entente individuelle entre l’abonné et l’opérateur du réseau – et non une simple formalité. Les conditions (logicie de limitation, temps de réponse ou seuils, fenêtre d’attente, durée, mécanismes d’adaptation) sont négociées, pas imposées. C’est précisément là que se situe le rôle de l’expertise technique et réglementaire dans l’évaluation de la rentabilité d’un projet. Seule celui qui comprend les exigences du gestionnaire du réseau peut négocier à égalité, au lieu de simplement accepter des conditions. Cela commence par les temps de réponse et les capacités de réponse et se poursuit par le respect des exigences de limitation grâce à l’EMS.
En tant que propriétaire-exploitant qui gère lui-même les projets de stockage de batteries pendant toute leur durée de vie, CUBE CONCEPTS accompagne les négociations relatives à l’interconnexion électrique non comme une opération isolée, mais comme une partie de sa responsabilité à long terme. Cela comprend par exemple les conceptions techniques du système de gestion de l’énergie ou les exigences de dérivation et de flexibilité convenues avec FCA. Cette combinaison d’expérience réglementaire et de compétences en matière de mise en œuvre technologique est essentielle pour obtenir des conditions FCA qui soient économiquement viables – au lieu d’un contrat standard qui, dans le doute, sert plutôt les intérêts du gestionnaire du réseau.
Recommandation d'action : chronologie des projets BESS
| moment | Mesures recommandées |
| À présent – fin 2026 | Demander un raccordement au réseau dès le début ; simultanément vérifier si un raccordement classique est réalisable avant août 2029 ou s’il sera nécessaire d’un FCA ; préparer la décision d’investissement |
| Jusqu'au 31 décembre 2026 / 1er janvier 2027 | Décision définitive concernant l’investissement (commandes contractuelles ≥ 50 % du volume d’investissement) |
| jusqu'au 31 mars 2027 | Soumettre une preuve FID sous la forme appropriée au gestionnaire du réseau compétent |
| En cas de retard de connexion imminent | Activer les négociations avec le fournisseur d'accès en vue d'obtenir des preuves techniques (capacité d'adaptation de l'EMS, temps de réponse) |
| Jusqu'au 4 août 2029 | Commencer à exploiter les installations de stockage afin de garantir la gratuité du réseau électrique pendant 20 ans |
Si vous n’êtes pas en mesure de suivre ces étapes en détail vous-même ou si vous n’en avez pas l’intention, il est conseillé de faire appel à un partenaire expérimenté dès le début – les délais ne laissent pas de marge de manœuvre pour apporter des modifications à la dernière minute.
FAQ
Que se passe-t-il si un projet de stockage de batteries échoue à respecter le délai d’investissement fixé au 1er janvier 2027 ?
Le stockage perd l’exemption d’impôts sur le réseau électrique en vigueur depuis 20 ans et deviendra taxé à partir du 1er janvier 2029, conformément au projet de réglementation actuel – quelle que soit la date d’entrée en service de l’installation.
Est-il suffisant de prendre la décision d’investissement dans les délais impartis ?
Non. La décision d’investissement prise doit également être confirmée au gestionnaire du réseau compétent d’ici le 31 mars 2027. Le non-respect de cette échéance risque de faire perdre l’exonération même en cas de notification en temps utile.
Qu’est-ce qui constitue une décision d’investissement “ prise ” ?
Selon le projet de réglementation, la FID est considérée comme acceptée lorsque les commandes contractuelles représentent au moins la moitié du volume total des investissements.
Qu’est-ce qu’un Flexible Connection Agreement (FCA) ?
Un FCA est une entente individuelle avec le fournisseur d’électricité qui permet d’accéder au réseau plus tôt avec une puissance initialement réduite – en échange d’une flexibilité, par exemple une réduction de l’alimentation en électricité ou de la demande en électricité lors de périodes de forte charge de réseau.
Faut-il payer davantage pour FCA ?
Pas obligatoirement. Dans le cas d'Eon/Bollingstedt, il s'agit d'un simple échange de débit d'alimentation contre de la flexibilité, sans apport supplémentaire de liquidités. Les conditions concrètes dépendent toutefois du fournisseur de réseau respectif.
Le fait d’obtenir le diplôme d’un FCA est-il obligatoire ?
Non, les FCAs sont actuellement un instrument volontaire. Le ministère fédéral de l’Économie souhaite également maintenir cette situation, à l’état actuel des choses.
Faire-il que FCA résolve le problème fondamental de la pénurie de capacité de connexion réseau ?
Non. Les FCAs permettent à des projets individuels d’accéder plus rapidement aux réseaux, mais ne créent pas l’impulsion nécessaire à l’élargissement des réseaux. Les critiques parlent d’une gestion du déficit plutôt que d’une solution structurelle.
Conclusion
Les délais AgNes imposent un calendrier étroit et irrévocable aux projets de stockage d’énergie électrique. Décision d’investissement d’ici la fin de l’année 2026/27, validation d’ici mars 2027, mise en service du réseau d’ici août 2029. Le véritable facteur de risque se situe rarement dans la décision d’investissement elle-même, mais dans l’installation du réseau – un problème structurel que le législateur a bien reconnu mais qui ne sera résolu qu’à moyen terme. Les accords de connexion flexibles offrent une solution pragmatique et déjà éprouvée dans cette phase transitoire, mais ce n’est pas une solution automatique : leur efficacité dépend des conditions négociées. Les projets qui planifient tôt et travaillent avec un partenaire maîtrisant à la fois la réglementation et la mise en œuvre technique obtiennent non seulement l’installation du réseau mais également l’exonération totale de l’impôt sur le réseau électrique pendant 20 ans.