Stockage de batteries · FTM + BTM · Empilement de valeur · CPFS · CONCEPTS CUBE
Stockage d'énergie pour les entreprises et l'industrie — il rapporte, il économise et il protège.
CUBE CONCEPTS conçoit, construit et exploite des installations de stockage par batterie pour les entreprises et l'industrie — un service complet, de l'analyse du site à l'exploitation courante, sans dépendance vis-à-vis des fabricants, dans toute l'Europe, sur la base des comptes ouverts.
Revenus FTM autofinancé
au prix industriel de l'électricité (BMWE, août 2025)*
FTM + BTM + Multi-usages
01 — Pour qui
Pour quelles entreprises une solution de stockage de batterie industrielle est-elle économiquement viable ?
Le stockage de batterie n'est plus une question de "si". C'est une question de "quand".
CUBE CONCEPTS réalise des projets de stockage par batteries pour le secteur commercial et industriel (C&I) à partir de 750 kW / 1 500 kWh - indépendamment du fabricant, dans toute l'Europe. Tous les sites ne conviennent pas - et nous le disons consciemment.
Quatre situations typiques — laquelle vous correspond ?
Profil 1 — Commerce et Industrie : Réduction des coûts
Consommation annuelle d'électricité à partir d'environ 1 GWh. Prix de la puissance nettement visible sur la facture annuelle. §§ 19 par. 2 phrase 1 et 118 identifiés comme leviers. Structures décisionnelles pour un processus d'investissement de 6 à 12 mois en place.
Production · Logistique · Chimie · Alimentation
Profil 2 — Industrie avec connexion substantielle au réseau
Connexion de moyenne tension avec capacité libre — c'est le point de départ stratégique. La capacité libre permet une commercialisation immédiate des FTM : FCR, aFRR, mFRR, Arbitrage. IBN jusqu'en 2029 comme horizon de planification.
Automobile · Acier · Métaux non ferreux · Logistique
Profil 3 — Stratégie ESG & Obligation de reporting de la CSRD
Les obligations de reporting de la CSRD exigent des réductions mesurables de CO₂, et non des déclarations d'intention. Les émissions de scope 2 doivent diminuer de manière quantifiable. Un système de stockage par batterie fournit des indicateurs audibles pour le rapport de durabilité et les discussions de prêt.
Groupes d'entreprises · Portefeuilles immobiliers · Soumis à la CSRD à partir de 500 employés
Profil 4 — Intégration système et sans frais d'exploitation interne
Une flotte de véhicules électriques dont les besoins en recharge augmentent sans extension du réseau. Ou encore : une usine de production soumise à des exigences critiques en matière de disponibilité. CUBE EfficiencyUnit prend entièrement en charge le contrôle, la surveillance et la maintenance — c'est un engagement contractuel, pas une simple promesse.
Logistique · Flottes électroniques · Gestion des installations · Production
Qui décide — et qu'est-ce qui motive la décision ?
Si vous êtes responsable des décisions d'investissement
ROI, liquidités, hors bilan. 0 € de dépenses d'investissement (CAPEX) dans le modèle BESS Contracting. Amortissement par les recettes FTM. Conforme aux normes IFRS, vérifiable.
Si vous êtes responsable de la stratégie ESG et des obligations de reporting CSRD
Stockage de batteries : réduction mesurable de CO₂ — Scope 2, documenté, pour le rapport de durabilité et les discussions de crédit.
Si vous êtes responsable de l'exploitation des installations et de la sécurité d'approvisionnement
Aucun frais d'exploitation interne. CUBE EfficiencyUnit prend entièrement en charge la gestion et l'exploitation.
Si vous êtes responsable de l'approvisionnement en énergie et des frais de réseau
§ 19 al. 2 phrase 1, § 118 al. 6 EnWG, AgNes 2029 — les trois instruments ne sont combinables qu'avec un stockage par batterie et une exploitation professionnelle.
02 — Ce que vous payez aujourd'hui
BESS n'est plus un coût. C'est une décision.
La plupart des fournisseurs vendent soit du matériel, soit de l'électricité. CUBE CONCEPTS construit le système qui se cache derrière.
La hausse des tarifs de réseau, de nouveaux profils de charge dus à l'électrification et des exigences croissantes en matière de sécurité d'approvisionnement confrontent aujourd'hui les entreprises à des décisions stratégiques. Un système de stockage par batterie répond à ces trois problématiques simultanément. Exemple pratique : Soirée d'information Coesfeld, janvier 2026 →
Le piège des coûts 01 – Le piège des frais de réseau
„Un seul pic nous coûte des milliers — pour toute l'année.“
Environ 40 % du prix de l'électricité industrielle correspond aux frais de réseau (BMWE, août 2025)*. La majeure partie revient au prix de la puissance, calculé sur la base de la valeur de mesure la plus élevée enregistrée sur 15 minutes au cours de l'année. Un seul pic de consommation détermine le prix de base pour les 12 mois suivants. Qu'il s'agisse de démarrages, de la recharge simultanée de plusieurs camions électriques ou de pics de production saisonniers, les 35 000 autres quarts d'heure n'ont aucune incidence.
Votre Actif 02 — Le raccordement réseau gratuit qui devrait vous bénéficier
„Notre raccordement au réseau est déjà là. Il devrait nous rapporter de l'argent.“
Un raccordement réseau libre est l'actif énergétique le plus précieux qu'une entreprise industrielle puisse posséder aujourd'hui. C'est la porte d'entrée aux marchés FTM : FCR, aFRR, mFRR, arbitrage spot — entièrement automatisé, à partir de l'IBN, sans aucune intervention opérationnelle. En Allemagne, plus de 720 GW de demandes de raccordement réseau ouvertes contrastent avec seulement 78 GW de capacité promesa (KPMG AG, février 2026)*. Ceux qui disposent d'un raccordement libre aujourd'hui possèdent une avance stratégique que les nouveaux acteurs du marché ne pourront pas rattraper avant des années.
Le piège des coûts 03 – Le piège de la volatilité
„Les coûts de l'électricité rongent la marge et nous ne pouvons pas les planifier.“
Les prix de l'électricité sur les marchés varient quotidiennement en raison de la croissance des énergies renouvelables. Ceux qui doivent acheter à des heures de prélèvement fixes paient régulièrement pendant les périodes les plus chères. Les accumulateurs à batterie dissocient l'achat de la consommation — chargent à bas prix, déchargent à prix élevé ou pour l'autoconsommation.
Ce que chaque mois de retard coûte
Pour un stockage industriel typique de 1 MW, l'avantage non garanti du §118 correspond à un avantage permanent d'environ ~16 000–25 000 € par mois pour 1 MW (KPMG AG, février 2026)*. L'exonération du tarif réseau §118 ne peut être acquise rétroactivement. Aucune annexe, aucune demande d'exception — ceux qui entrent en service après le 4 août 2029 paieront durablement des tarifs réseau pendant toute la durée de leur exploitation.
03 — Marché
Deux types de fournisseurs sur le marché du stockage par batterie C&I
Le marché du stockage d'énergie commercial et industriel se divise en deux types de fournisseurs : les uns vendent du matériel ou commercialisent de l'électricité – en s'appuyant sur leurs propres systèmes ou leur propre portefeuille. Les autres construisent le système sous-jacent : exploitation propre, commercialisation propre, calcul basé sur leurs données de profil de charge.
CUBE CONCEPTS fait partie de la deuxième catégorie — en tant que votre gestionnaire d'intérêts.
CUBE CONCEPTS est issu de plus de 150 projets énergétiques réalisés dans toute l'Europe — photovoltaïque. Nous construisons des systèmes de stockage par batterie sur le même fondement.
04 — Qu'est-ce que BESS
Qu'est-ce qu'un système de stockage par batterie — et qu'est-ce qui distingue celui qui est avantageux de celui qui se contente de stocker ?
Pas de grosse batterie. C'est un acteur du marché de l'énergie, un optimiseur de tarifs de réseau et un tampon de production — selon la stratégie d'utilisation. Voici le vocabulaire qui fonde les décisions.
Définition
BESS — Système de stockage d'énergie par batterie
Système stationnaire de stockage d'énergie électrique basé sur des cellules électrochimiques. Industriel à partir de 750 kW / 1 500 kWh. Peut fonctionner simultanément en BTM (derrière le compteur, tarifs réseau + autoconsommation) et en FTM (devant le compteur, services de réseau + arbitrage).
Définition
LCOS — Coût actualisé du stockage
Coût total sur la durée de vie divisé par la quantité totale d'énergie livrée en MWh. Le critère économique décisif, et non le prix d'achat. Valeur de référence LFP : 110 €/MWh (KPMG AG, Investment Case février 2026).*
BESS — Système de stockage d'énergie par batterie
Terme générique pour toutes les batteries de stockage stationnaires, indépendamment de leur taille, de leur technologie et de leur application. CUBE CONCEPTS utilise BESS comme terme de classification général.
Magasin industriel — Segment CUBEs
BESS à partir de 750 kW / 1 500 kWh. À partir de ce seuil, la commercialisation FTM, l'exploitation polyvalente et l'exonération des frais de réseau §118 sont économiquement viables. En dessous, la masse critique pour les marchés de la réserve corrective fait défaut.
FTM — Façade avant du compteur
Le stockage en tant qu'acteur du marché sur le réseau public avant le compteur. Achat à bas prix, injection à prix élevé, fourniture d'électricité de réglage. Entièrement automatique. Pas besoin de photovoltaïque. Aucune intervention opérationnelle.
BTM — Derrière le compteur
Le stockage en tant qu'optimiseur de coûts après le compteur. Action sur le prix de puissance, l'atypie du §19 alinéa 2 phrase 1, l'exonération du §118 et le taux d'autoconsommation. Les économies apparaissent directement sur la facture d'électricité.
Polyvalent — FTM et BTM simultanément
Les dimensions FTM et BTM ne fonctionnent pas en alternance, mais simultanément. Le CUBE EfficiencyUnit coordonne ces deux dimensions en temps réel. Le critère de référence n'est pas le taux d'utilisation, mais le rendement par cycle complet.
Empilement de valeur — plusieurs canaux, un système
Combinaison de plusieurs voies de revenus et d'économies sur le même stockage : écrêtage des pointes + énergie de régulation + §19 al. 2 phrase 1 (utilisation atypique du réseau) + exemption §118 — parallèle, coordination de commande.
EMS — Système de gestion de l'énergie
Le SIÉ gère en temps réel toutes les sources d'énergie et les consommateurs d'un site : approvisionnement du réseau, PV, stockage par batterie, infrastructure de recharge, systèmes de chauffage. Il optimise en continu selon les prix actuels du marché de l'électricité, les données météorologiques et les prévisions de consommation. CUBE EfficiencyUnit ist CUBEs EMS — entièrement automatique, conforme à la LCE, connecté directement aux marchés FCR, aFRR et mFRR, sans intervention opérationnelle.
Quel est le stockage et lequel ?
| Segment | Puissance | Application typique | CUBE |
|---|---|---|---|
| Malentendu | jusqu'à 30 kW | Consommation privée d'autoconsommation PV | Pas de segment CUBE |
| Stockage commercial | 30 kW – 750 kW | Lissage de consommation, autoconsommation | Pertinence économique — Focus CUBE à partir de 750 kW |
| Stockage industriel | ab 750 kW / 1 500 kWh | FTM + BTM Multi-Usage | CUBE-Segment ab 750 kW |
| BESS | Terme générique | Toutes tailles | Terme technique |
Quelles applications correspondent à quels secteurs?
| application | Production / Automobile | Logistique frigorifique | Chimie / Pharma | Logistique + E-Mobilité. |
|---|---|---|---|---|
| Peak Shaving | ✓ | ✓ | ✓ | ✓ |
| Énergie de régulation FCR / aFRR / mFRR | ✓ | ~ | ✓ | ~ |
| §19 al. 2 phrase 1 Atypique | ✓ | ✓ | ✓ | ~ |
| Autoconsommation (avec PV) | ✓ | ✓ | ✓ | ✓ |
| E-Mobility-Bornes de recharge | ~ | — | — | ✓ |
✓ typiquement économique · ∼ dépendant du site · — généralement non pertinent. Énergie de réglage (FCR, aFRR, mFRR) : Accès direct à partir de 1 MW · Pooling à partir de 750 kW (via un commercialisateur direct).
05 — Ce qui est rentable
Qu'est-ce qui est rentable — et comment le mesurer correctement ?
Valeur de référence LCOS
110 €/MWh
LFP-Batteriespeicher · KPMG AG, fev. 2026
Le critère de comparaison décisif, pas le prix d'achat.
Le prix d'achat n'est pas le bon étalon. Le LCOS — Levelized Cost of Storage — divise tous les coûts sur la durée de vie par la quantité totale d'énergie utilisable. Ce n'est qu'ainsi que le LCOS rend les technologies et les offres vraiment comparables.
Comparaison technologique selon KPMG — LFP, ZnBr, NIB
Le LCOS des systèmes de stockage sur batteries LFP s'élève à 110 €/MWh, selon KPMG AG (Investment Case: Stationärer Batteriespeicher, février 2026), ce qui est nettement inférieur aux prix moyens de l'électricité industrielle.*
| Indicateur clé | LFP | ZnBr | NIB (Batterie à ions de sodium) |
|---|---|---|---|
| Dégradation / An | 2,1 %* | 0,3 % | 3,0 % |
| Durée de vie | 14 ans | 25 ans | 10 ans |
| Efficacité AC-AC | 87 % | 81 % | 85 % |
| LCOS (EUR / MWh) | 110 | 104 | 127 |
| TIR | 10,5 % | 9,5 % | 7,2 % |
| VAN (Cas de référence, kEUR) | 2.802 | 5.076 | 601 |
KPMG SA, Étude de cas sur les batteries de stockage stationnaires, Fév. 2026kpmg.com/de). Cas de référence : 10 MW / 40 MWh, 2 cycles par jour, WACC 6 % (%). À titre indicatif.
LFP vs. ZnBr : pourquoi les deux indicateurs doivent être lus conjointement
LFP affiche le TRI le plus élevé (10,5 % sur 6 ans) — faible investissement, amortissement rapide. ZnBr affiche la VAN la plus élevée (5 076 kEUR) — flux de trésorerie stables sur 25 ans, LCOS le plus avantageux. Le choix de la technologie dépend de votre objectif : maximiser l'efficacité du capital ou la valeur actuelle nette absolue. CUBE CONCEPTS compare ces deux scénarios lors d'un entretien en toute transparence.
Revenus FTM : Données du marché 2021-2025
| Produit | Obligations de trésorerie 2021-2025 | Caractéristiques |
|---|---|---|
| FCR (Energie de réserve primaire) | 110 000–200 000 € / MW / an | Prix de puissance pour la disponibilité. Accès direct à partir de 1 MW. FCR 2025 en baisse.* |
| aFRR positif | 98 000–150 000 €/MW/an | aFRR +40 % par rapport à l'année précédente (ISEA RWTH 2025)*. Réalisation complète en 5 minutes. |
| aFRR négatif | 88 000–145 000 € / MW / An | Déploiement symétrique requis. |
** regelleistung.net / ÜNB-Datacenter · Indice de revenus des batteries ISEA, RWTH Aachen, 2025
Objection : „ Plus nous nous informons, plus nous devenons incertains. Chacun compte différemment. “
Ce n'est pas un problème de connaissance, mais un problème de transparence. Chaque fournisseur optimise son calcul pour sa propre offre – pas pour votre décision. Ceux qui sont liés au fabricant calculent avec leurs systèmes. Ceux qui commercialisent sur la base de pools calculent avec leur portefeuille. Le seul ancrage auquel vous pouvez faire confiance : un calcul basé sur vos données de charge – ouvert, compréhensible, avant que vous ne vous engagiez.
Objectif : „ Nous préférons attendre encore. “
Celui qui attend ne perd pas la technologie. Il perd le 4 août 2029. L'exonération des frais de réseau §118 ne peut être obtenue rétroactivement — pas d'avenant, pas de demande de dérogation, pas de période de transition. Ce qu'il y a derrière coûte définitivement. Avec un raccordement au réseau existant, la planification dure généralement 6 à 12 mois, pour une nouvelle construction en moyenne 40 mois. Le moment d'agir est maintenant.
06 — Réglementation
Quelles fenêtres réglementaires se referment d'ici 2029 — et qu'est-ce que cela signifie pour votre décision ?
La technologie est mature. La rentabilité est avérée. Ce qui se rétrécit, ce sont les cadres. Quatre échéances d'ici 2029 — chacune avec des conséquences concrètes en cas de manquement.
L'art. 118 al. 6 de la loi sur les réseaux énergétiques (EnWG) garantit aux entreprises mises en service avant le 4 août 2029 une exemption complète des frais de réseau pour l'électricité chargée pendant 20 ans – non acquérable rétroactivement.
Depuis le 1er avril 2025
§14a EnWG — Tarifs réseau modulant selon le temps
Tous les gestionnaires de réseaux de distribution sont tenus de proposer des tarifs réglementés variables depuis le 1er avril 2025. Les systèmes de stockage à commande en temps réel bénéficient structurellement des signaux tarifaires les plus favorables. Trop tard : pas d'accès à ce potentiel d'optimisation.
Mi-2026
MiSPeL — Subventionation EEG + FTM (aucun instrument de frais de réseau §19)
Exploitation simultanée BTM+FTM pour les installations d'EEG sans perte de rémunération. Nouvelle option de délimitation §19 3b EEG. MiSPeL est une disposition de l'EEG – pas un privilège de rémunération du réseau selon le §19. Trop tard : vous manquez la combinaison multi-usage la plus attrayante pour les sites de co-localisation.
Délai de candidature : 30 septembre 2028 · Validité jusqu'au 31 décembre 2028
§19 par. 2 phr. 1 StromNEV — Utilisation atypique du réseau
Conformité HLZ : réduction des frais de réseau pouvant atteindre 80 % pour les installations %. Le stockage par batterie permet de planifier la justification. Remarque : la circulaire BK4-22-089 concerne exclusivement l’article 19, paragraphe 2, phrase 1 (charge en bande) — expiration le 31/12/2025. L’article 19, paragraphe 2, phrase 1 (atypique) en est totalement indépendant. En cas de retard : perte définitive du privilège individuel en matière de redevance de réseau.
À partir du 1er janvier 2029
AgNES (BNetzA BGK-25-01-1#3) — Successeur du §19
Remplace l'article 19 par des signaux de tarification du réseau dynamiques, basés sur la courbe de charge. Les systèmes de stockage contrôlés sont structurellement favorisés. CUBE EfficiencyUnit est conçu pour AgNes. Les retardataires : les profils de consommation non contrôlés sont structurellement soumis à des tarifs plus élevés.
4 août 2029 — DATE LIMITE CRITIQUE
§118 al. 6 EnWG — 20 ans d'exonération des redevances de réseau
Jusqu'à cette date : exonération complète des frais de réseau sur l'électricité chargée (jusqu'à 7 centimes/kWh) pendant 20 ans. Non acquittable rétroactivement. Prolongation expressément incertaine selon KPMG. En cas de raccordement existant : délai de planification de 6 à 12 mois. En cas de nouveau raccordement : 40 mois en moyenne (ECO STOR / pv-magazine, février 2026)*. Raccordements au réseau selon la procédure du premier arrivé, premier servi (§17 EnWG) — pas de priorité légale. Ceux qui arrivent trop tard : paieront des frais de réseau permanents — pendant toute la durée d'exploitation.
§118 al. 6 EnWG · §19 al. 2 phrase 1 StromNEV · BNetzA BGK-25-01-1#3 · BNetzA MiSPeL-Festlegung · KPMG SA, février 2026 · ECO STOR / pv-magazine.de, février 2026
07 — Le modèle CUBE
Qu'est-ce que la CUBE Profit Flex Solution (CPFS) ?
Le système s'autofinance : les revenus générés par le FTM permettent d'amortir le système de stockage en 2 à 4 ans. Passé ce délai, toutes les économies réalisées vous reviennent, que ce soit dans le cadre d'un contrat Contracting ou d'un achat.
Exploitation FTM
FCR, aFRR, mFRR comme canal complémentaire, arbitrage au comptant — entièrement automatique, aucune intervention opérationnelle.
Les produits FTM amortissent le système
Durée typique : 2 à 4 ans
Exploitation de l'entreprise BTM
Pic de charge, art. 19 par. 2 phr. 1, optimisation de l'autoconsommation — après amortissement.
Baisser durablement les tarifs de réseau
après Amortissement Phase I
Pelle complète
FTM + BTM simultanément — CUBE EfficiencyUnit coordonne en temps réel l'énergie de réglage, l'écrêtement des pics et l'application de l'article 19.
Valeur maximale de la pile
CUBE reste partenaire O&M
La logique de phase s'applique à CPFS BESS Contracting. Im Achat de BESS CPFS démarrez immédiatement en pleine capacité — tous les revenus immédiatement chez vous.
Votre chemin vers le stockage par batterie
Les deux variantes : appel d'offres indépendant du fabricant avec esprit. 3 offres, évaluées LCOS, pas de verrouillage vendeur - et les deux après CISAF Rn. 121 en contrepartie d'un prix de l'électricité industrielle reconnu.
08 — Déroulement du projet
Comment se déroule un projet BESS avec CUBE CONCEPTS — de la demande à l'exploitation ?
De l'analyse du site à la mise en service, il faut généralement 6 à 12 mois avec une connexion réseau existante. Voici le déroulement en huit étapes.
01
Premier entretien & enregistrement des données
Connexion réseau, tarif d'électricité, données de profil de charge, installations de production existantes (PV, CHP), infrastructure de recharge, objectifs ESG. Consommation annuelle d'électricité, y compris les valeurs sur 15 minutes.
02
Analyse et simulation de localisation
CUBE BatterySizer simule plus de 250 variantes de fonctionnement. Résultat : les configurations les plus économiques avec des scénarios BTM (Behind-the-Meter), FTM (Front-of-Meter) et Multi-Usage — en bandes de fréquences, pas en prévisions optimistes.
03
Cas d'affaires à livre ouvert
Calcul de la rentabilité avec calcul CAPEX/OPEX, modèle de financement, scénarios d'amortissement. Toutes les hypothèses sont transparentes – il ne s'agit pas d'une position de négociation, mais d'une base de travail.
04
Annonce du fabricant
Au moins trois offres, indépendantes du fabricant. Évaluation selon le coût du cycle de vie (LCOS) — pas selon le prix d'achat. Comparaison des systèmes incluant certificats de conformité et concept de service.
05
Conclusion du contrat et financement
Contracting ou achat (CPFS BESS Achat). Conforme aux IFRS, option hors bilan. Responsabilités clairement définies.
06
Planification et approbation
Droit de la construction, concept de protection incendie, procédure de raccordement au réseau, contributions aux coûts de construction. CUBE coordonne tous les planificateurs spécialisés et les exploitants de réseau — un seul interlocuteur.
4–8 mois
07
Installation et mise en service
Livraison clés en main. Raccordement au réseau, réception de mise en service, fonctionnement en essai. Documentation d'installation complète. Pas de composants "boîte noire".
08
O&M — Exploitation et maintenance
Le CUBE EfficiencyUnit fonctionne de manière entièrement automatique. Surveillance, maintenance et assistance technique assurées par CUBE CONCEPTS, en tant qu'exploitant à long terme.
En cours
Entretien initial jusqu'à la mise en service avec raccordement existant : typiquement 6 à 12 mois. Nouveau raccordement : en moyenne 40 mois.
09 — Sécurité
Que doit pouvoir faire un stockage industriel sûr — et où la sécurité commence-t-elle vraiment ?
La sécurité ne commence pas par le concept d'effacement. Elle commence par la sélection des composants, la procédure d'appel d'offres et la documentation d'installation. CUBE CONCEPTS exige des preuves de certification complètes – pas de systèmes "boîtes noires".
7 causes de l'emballement thermique
- Défauts de cellules/production : défauts de séparateurs, courts-circuits internes
- Dysfonctionnements du BMS : surcharge, décharge profonde, points chauds non détectés
- Surchauffe / défauts dans l'électronique de puissance et le câblage
- Concept de ventilation et de refroidissement insuffisant — accumulation de chaleur
- Absence de pare-feu, espacements de modules/racks trop restreints
- Dommages mécaniques avec défaillance cellulaire différée
- Maintenance défectueuse, processus d'inspection manquants
Lorsqu'une batterie au lithium prend feu, l'oxygène provient du matériau de cathode — la prévention de l'emballement thermique prime sur l'extinction.
Certifications obligatoires pour les batteries industrielles
- UL 9540ATests de sécurité pour les BESS stationnaires
- CEI 62619Tests de sécurité des cellules lithium-ion
- IEC 62620Performance et durée de vie des cellules industrielles
- UL 1973Norme de sécurité pour les systèmes stationnaires
- UN 38.3Sécurité des transports des batteries au lithium
- Norme européenne sur les batteries 2023/1542Sécurité des produits de l'UE
- BetrSichV / VDEExploitation et sécurité au travail
Références
Clients sélectionnés du réseau projet de CUBE CONCEPTS
Parmi nos clients : des entreprises de niveau 1 dans les secteurs de l'automobile, de l'acier et de l'industrie — avec des exigences strictes en matière de normes IFRS et de gouvernance. Photovoltaïque et stockage de batteries, réalisés dans toute l'Europe. Sur le même fondement.
Solutions de gestion thermique
Installation photovoltaïque en service depuis 2025. BESS au CPFS BESS Contracting — en préparation (2026).
Lire l'articleExemple de projet anonyme : Fournisseur automobile, 2 MW / 4 MWh, exemption §118 assurée, mise en service T4 2024.
* KPMG AG, Cas d'investissement : Stockage de batteries stationnaire, février 2026. kpmg.com ↗
FAQ
Questions fréquentes sur les batteries de stockage pour les décideurs
La capacité de raccordement au réseau disponible constitue le véritable actif du modèle d'exploitation CPFS (variante Contracting). CUBE CONCEPTS exploite le stockage en tant qu'actif du marché FTM sur votre raccordement — FCR, aFRR, mFRR (canal complémentaire), arbitrage spot. Entièrement automatisé, aucune intervention opérationnelle. Vous bénéficiez des recettes sur une base « open book ». Parallèlement : plus de 720 GW de demandes de raccordement au réseau en attente pour seulement 78 GW de capacité confirmée (KPMG AG, février 2026) — celui qui dispose aujourd’hui d’un raccordement disponible bénéficie d’un avantage stratégique.
CPFS en mode Contracting : 0 € d'investissement initial. CUBE CONCEPTS prend en charge l'intégralité de l'investissement, installe et exploite le système de stockage. Vous fournissez l'espace et l'accès au réseau. Les recettes FTM sont partagées en toute transparence. Amortissement type : 2 à 4 ans grâce aux recettes FTM — suivi d'une exploitation BTM (écrêtement des pics, §19, autoconsommation) et d'une combinaison complète FTM+BTM. Option hors bilan disponible, compatible IFRS.
Oui — entièrement. Le fonctionnement FTM (régulation, arbitrage, commercialisation du raccordement au réseau) est entièrement indépendant du PV. Le "peak shaving" et le §19 alinéa 2 phrase 1 atypik fonctionnent également sans PV. Une installation PV existante augmente considérablement le potentiel BTM et permet dès MiSPeL (mi-2026) un fonctionnement combiné FTM+BTM sans perte de rémunération EEG. Mais : le PV n'est pas une condition.
CUBE CONCEPTS réalise des projets à partir de 750 kW / 1 500 kWh — le segment où la commercialisation FTM et le Multi-Use sont économiquement viables. Réglage de fréquences (FCR, aFRR, mFRR) : accès direct à partir de 1 MW, pooling à partir de 750 kW. La viabilité économique réelle dépend de trois paramètres : raccordement au réseau, profil de charge (valeurs sur 15 minutes) et structure tarifaire. Le CUBE BatterySizer simule plus de 250 variantes sur la base de vos données réelles — gratuit, sans engagement.
§19 al. 2 phrase 1 StromNEV (Utilisation atypique du réseau) expire avec l'année de facturation 2028 (dernier délai de demande : 30 septembre 2028). À partir du 01.01.2029, AgNes (BNetzA BGK-25-01-1#3) entre en vigueur et remplace l'article 19 par des signaux de tarification du réseau dynamiques, basés sur la courbe de charge. Les systèmes de stockage contrôlés, dotés d'un système de prévision en temps réel, sont structurellement privilégiés. Le CUBE EfficiencyUnit est conçu pour AgNes.
§118 al. 6 EnWG : Mise en service avant le 4 août 2029 = 20 ans d'exonération complète des frais de réseau sur l'électricité chargée (jusqu'à 7 centimes/kWh). Non acquérable rétroactivement. Ceux qui entrent en service après la date limite paieront des frais de réseau permanents pendant toute la durée d'exploitation. Pour un système de stockage typique de 1 MW, cela correspond à environ 16 000 à 25 000 € d'avantage manqué permanent en frais de réseau par mois (KPMG AG, février 2026). Pour un raccordement existant : 6 à 12 mois de délai de planification typiques. Pour un nouveau raccordement : 40 mois.
LCOS (coût actualisé du stockage) : coût total sur la durée de vie divisé par la quantité totale d'énergie fournie en MWh. LFP : 110 EUR/MWh, ZnBr : 104 EUR/MWh, NIB (batterie au sodium-ion) : 127 EUR/MWh (KPMG, février 2026). Deux offres au prix d'achat identique peuvent présenter des LCOS très différents — en raison du taux de dégradation (LFP : 2,1 % par an), du rendement et de la durée de vie. CUBE CONCEPTS évalue toutes les offres des fabricants en fonction du LCOS, indépendamment du fabricant.
Aujourd'hui, les opérateurs de sites PV+BESS doivent choisir entre la rémunération EEG ou la commercialisation FTM. À partir de MiSPeL (mi-2026) : fonctionnement simultané BTM+FTM sans perte de rémunération EEG. Nouvelle option de délimitation §19 3b EEG. Condition : commercialisation directe et mesure à la quart d'heure. Important : MiSPeL est une disposition de la loi sur les énergies renouvelables (EEG) – pas un privilège de frais de réseau selon le §19. Pour les sites PV+BESS, cela ouvre une dimension de revenus entièrement nouvelle.
Dégradation des batteries LFP : 2,1 %/an (KPMG AG, Étude de faisabilité sur le stockage stationnaire par batterie, février 2026). Cette valeur est explicitement prise en compte dans le LCOS et le TRI. Jamais 1–2 % ou 1,5–2 % — la valeur de KPMG est la seule référence fiable. Le calcul en toute transparence montre l'évolution de la dégradation sur toute la durée de vie — en toute transparence, avant la conclusion du contrat.
Trois choses suffisent pour commencer : la documentation de raccordement au réseau (puissance, niveau de tension), la consommation annuelle d'électricité et les données du profil de charge des 12 derniers mois sous forme de valeurs de 15 minutes. À partir de là, le CUBE BatterySizer simule plus de 250 variantes de fonctionnement et montre si et comment un stockage sur batterie est rentable sur votre site. Gratuit, sans engagement, sans obligation.
Première consultation gratuite
Analyser la dernière période — une première évaluation fiable en 30 minutes
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Demande d'analyse de site§118 Abs. 6 EnWG — Date limite de mise en service : 4 août 2029 · La planification dure 6 à 12 mois (raccordement existant)
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