Plus de cycles ≠ plus de revenus. Le multi-usage se décide dans les détails de la logique de pilotage.
Trois canaux de revenus en parallèle sur un matériel : marketing FTM pour la réserve et le marché spot, optimisation BTM contre les pics de charge et les frais de réseau, co-localisation et autoconsommation à partir de MiSpeL mi-2026. Le matériel est multi-usage. Le contrôle est optimisé pour le multi-usage. La différence réside dans le système de gestion de l'énergie (EMS), pas dans la cellule.
01 — Modélisation réelle
320 100 € de cash-flow dans le corridor primé par AgNes — Retour sur investissement en 1,5 an. Status quo : 97 200 €.
Modélisation du concept CUBE sur un site industriel réel en Saxe. 1 MW / 2 MWh BESS, 1.895 kWp PV existant, 6.795 MWh de consommation annuelle, charge de pointe 1.284 kW, facture de frais de réseau ~310k €/an. Modélisation selon trois constellations réglementaires sur la base de données de charge réelles par demi-heure.
Statut quo (StromNEV 2026)
97.200 €
Flux de trésorerie annuel total
Agnes pilotée par réseau
226.500 €
Flux de trésorerie annuel total
Agnes mené au prix
320.100 €
Flux de trésorerie annuel total
Multi-Use décide dans quelle constellation réglementaire votre investissement atterrit. Facteur de 3,3 entre la limite inférieure et la limite supérieure — avec un matériel identique, un contrôle identique, le même emplacement.
Que signifient les trois constellations ? Statut quo (StromNEV 2026)réglementation actuelle avec le §19 Atypik — validité jusqu'au 31.12.2028. Agnes pilotée par réseau (Modèle B BNetzA) : Le stockage suit les signaux de charge du réseau — flexibilisation utile pour le réseau. Agnes mené au prix (Modèle A BNetzA) : le stockage suit les prix du marché spot — flexibilité orientée vers le marché spot. Les deux modes AgNes seront disponibles à partir du 1er janvier 2029 (procédure de définition de la BNetzA GBK-25-01-1#3, définition finale fin 2026).
Références : CUBE-CONCEPTS, Modélisation des courbes de charge, avril 2026 · BNetzA, Document de travail du 24 septembre 2025 (modèles A/B) · BNetzA, lignes directrices sur les tarifs du réseau de stockage du 16 janvier 2026 et les tarifs du réseau d'injection du 17 février 2026 (AgNes GBK-25-01-1#3) · KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, étude de faisabilité sur le stockage par batterie stationnaire, février 2026 (hypothèses de base)
02 — Ce que vous trouverez dans cette page
Quatre profondeurs sur le thème multi-usage
La question du multi-usage comporte quatre points d'entrée pertinents — selon que vous souhaitez comprendre le mécanisme de pilotage, appréhender la rentabilité, connaître les leviers réglementaires ou comparer les modèles économiques.
Comment le système de gestion de l'énergie (EMS) résout-il automatiquement trois conflits quotidiens : FCR vs. écrêtement des pointes, arbitrage vs. art. 19, et seuil de cycles.
Pont « Wasserfall » : 200 à 300 k€ FTM brut − OPEX = 145 à 245 k€ net/MW. Calcul comparatif KPMG 10 MW : LFP 9,5 % TRI / 601 kEUR VAN, ZnBr 10,5 % TRI / 2 802 kEUR VAN. Programme d’investissement d’urgence : amortissement dégressif de 30 % sur % pour tous, amortissement spécial de 40 % sur % réservé aux PME.
§ 118 al. 6 EnWG, § 19 StromNEV/AgNes, MiSpeL, révision de la loi sur les énergies renouvelables (EEG) 2027, Solarspitzengesetz (loi sur les pics de production solaire), § 11c EnWG (stockage = intérêt public majeur), privilège pour l'extérieur § 35 BauGB.
0 € de dépenses d'investissement (CapEx) sur Contracting avec une part des bénéfices de 25 % reversée aux clients — ou investissement total avec 100 % de recettes lors de l'achat.
03 — Logique de commande
Comment le contrôleur résout-il automatiquement trois conflits quotidiens ?
Multi-Use semble simple. Dans la pratique, trois conflits surgissent quotidiennement et doivent être résolus sans intervention de la production et de manière entièrement automatique.
Capacité de stabilisation de la centrale électrique raccordée au réseau vs. capacité de lissage de la demande
Le FCR nécessite en permanence environ 50 SoC %, ce qui mobilise une capacité qui n'est alors plus disponible pour le lissage des pics de consommation. Le CUBE EfficiencyUnit établit ses priorités toutes les heures en fonction des créneaux horaires HLZ, des prévisions de charge et du prix du marché. Le FCR ne génère qu'environ 0,3 cycle complet par jour — une dégradation faible pour une contribution significative au chiffre d'affaires.
Fenêtre d'arbitrage vs. § 19 al. 2 phrase 1 de la conformité HLZ
Les phases de recharge avantageuses entrent en conflit avec les plages horaires de charge maximale (HLZ) du gestionnaire de réseau de distribution (GRD). §19 On parle d'« atypie » lorsque la charge maximale annuelle se situe en dehors des plages HLZ — la recharge à partir du réseau pendant les plages HLZ compromet cette condition. Le CUBE EfficiencyUnit connaît toutes les plages horaires de charge maximale et bloque automatiquement les processus de recharge. Justificatif directement exportable. Date limite : 30 juin de l'année suivante.
Seuil de cycle : Quand un cycle ne vaut-il pas la peine ?
Si la fourchette de prix est inférieure aux coûts proportionnels du cycle (dégradation + OPEX), le cycle réduit la marge globale. Le CUBE EfficiencyUnit calcule le seuil de manière dynamique et n'exécute que les cycles rentables. C'est là toute la différence entre une solution « multi-usage » et une solution « optimisée pour le multi-usage ».
Polyvalent vs. Optimisé pour un usage multiple
Revendication matérielle
Le système permet techniquement plusieurs modes de fonctionnement. Commutation manuelle. Pas de résolution automatique des conflits. Mise à jour de la HLZ manuelle. FCR et écrêtage des pointes (peak shaving) non coordonnés simultanément. La conformité au §19 dépend des décisions de l'exploitant.
CUBE EfficiencyUnit
Priorisation automatique en temps réel de tous les canaux de revenus. Fenêtres de temps de séjour mises à jour quotidiennement. Seuil de cycle calculé dynamiquement. Point d'arrêt FCR-SoC + capacité d'écrêtage des pointes simultanément. Conformité §19 documentée automatiquement. À partir d'AgNes 2029 : réaction aux signaux de prix en temps réel sur la même plateforme.
Exemple d'une journée type pour une batterie multi-usage
Prix boursiers bas. Magasin d'arbitrage. Disponibilité FCR sur 50 SoC % en parallèle.
Charge de réseau croissante. Vérifier §19-HLZ. Décharge partielle pour la préparation à l'écrêtage des pointes.
Fenêtre HLZ active. Décharge lors des pics de charge. Conformité §19 assurée automatiquement.
Avec PV : optimisation de l'autoconsommation. Sans PV : fenêtres de prix avantageuses pour la recharge.
Écrêtage des pointes + Décharge d'arbitrage. HLZ bloqué — Conformité §19 active.
Disponibilité de l'énergie de réglage. 50 % SoC. Documentation annuelle au titre de l'article 19 en cours.
Exemple d'emploi du temps — la gestion effective est spécifique à chaque site et réagit en temps réel aux signaux du marché et du réseau. CUBE EfficiencyUnit prend toutes les décisions de priorisation de manière entièrement automatique.
Contrôle de la logique de commande : Quelle est la valeur de ce que votre installation laisse en suspens aujourd'hui ?
04 — Trois phases et trajectoire
Du fonctionnement FTM dès le premier jour à une utilisation multiple complète
Le multi-usage n'est pas un big bang, mais une escalade réglementée de la monétisation. Trois phases sur le même actif, sans changement de matériel.
FTM & BTM combinés
FtM : FCR + aFRR + mFRR comme canal complémentaire + arbitrage sur le marché au comptant via un agrégateur de premier plan. BtM : Écrêtement des pointes (Peak Shaving) contre la tarification de la puissance et §19 al. 2 phrase 1 StromNEV (jusqu'au 31/12/2028). Entièrement automatique, sans intervention opérationnelle.
→ Revenus FTM 200–300 k€/MW/an + effet de levier BTM
PV-Co-Location ajouté
Ab MiSpeL : Stockage hybride (PV + réseau) sans perte de rémunération EEG conformément au §19 (3b) de la loi EEG. Pour la première fois, les sites photovoltaïques peuvent combiner arbitrage et injection EEG — sans le dilemme habituel du « soit l'un, soit l'autre ».
→ Autoconsommation + FTM sans perte
Régime tarifaire consolidé
Réaction en temps réel aux signaux de prix au comptant (pilotée par les prix) ou aux signaux de charge du réseau (pilotée par le réseau). StromNEV expire le 31/12/2028, AgNes la remplace. L'exemption totale pour les unités de stockage est supprimée — mais les prix de l'électricité ne s'appliquent qu'aux quantités nettes (pertes de stockage).
→ Des rabais effectifs probablement plus élevés qu'aujourd'hui
Trajectoire réglementaire 2025–2029
Les changements réglementaires de 2025 à 2029 n'agissent pas de manière isolée, mais comme un déplacement coordonné de l'injection vers l'autoconsommation. Chaque levier renforce le multi-usage ; aucun ne va à l'encontre du modèle.
| moment | Hebel | Impact sur le multi-usage |
|---|---|---|
| depuis février 2025 | Loi sur les crêtes solaires | Prix négatifs → pas de rémunération EEG (~575 h en 2025). Les sites photovoltaïques ont besoin de stockage pour assurer leur rentabilité. |
| 18.07.2025 | Programme d'investissement immédiat | Journal officiel fédéral 2025 I n° 161 : 30 % amortissement dégressif au titre de l’article 7, paragraphe 2, de la loi allemande relative à l’impôt sur le revenu (EStG) pour toutes les entreprises + 40 % d’amortissement spécial au titre de l’article 7g, paragraphe 5, de l’EStG uniquement pour les PME dont le bénéfice de l’année précédente est inférieur ou égal à 200 000 €. Valable pour les acquisitions de BESS du 1er juillet 2025 au 31 décembre 2027. |
| Nov/Déc 2025 | Nouvelle loi sur l'énergie (EnWG) | Privilège pour l'extérieur § 35 al. 1 n° 11/12 du Code de la construction et de l'aménagement (BauGB) à partir du 01/01/2026 (décision du Bundestag des 13/11/04/12/2025) : stockage en co-localisation avec installation d'énergies renouvelables à partir de 1 MWh privilégié ; stockage autonome à partir de 4 MW à une distance max. de 200 m d'un poste électrique. § 11c de la loi sur l'industrie de l'énergie (EnWG) : stockage = intérêt public prépondérant. |
| 16.04.2026 | Prix de l'électricité industrielle | Autorisation des aides d'État de l'UE. KUEBLL : 91 secteurs, obligation de réinvestissement de 50 % dans les batteries, le photovoltaïque et l'efficacité énergétique (CISAF). Bonus de flexibilité de +10 % pour un réinvestissement de 80 % dans la flexibilité de la demande. |
| T1 2026 | Points de repère Agnes BNetzA | Phase de consultation : la BNetzA publie le document GBK-25-01-1#3, qui présente des orientations concernant les tarifs du réseau de stockage (16 janvier 2026) et les tarifs d'injection (17 février 2026). Le stockage est considéré comme le principal outil d'optimisation. La décision finale sera prise fin 2026. |
| Mi-2026 | Spécification MiSpeL | La phase II devient réglementairement conforme : stockage hybride (EEG + électricité de réseau) sans perte de compensation selon le §19 (3b) de la loi EEG. |
| Fév 2026 (RéfE) | Loi EEG 2027 | Projet de loi du BMWE rendu public le 27 février 2026 (état au 22 janvier 2026) ; accord sur les grandes lignes entre la CDU/CSU et le SPD le 22 avril 2026. Prévisions : commercialisation directe à partir de 25 kW, plafond d'injection de 50 % pour les toitures photovoltaïques, CfD bilatéral à partir de 100 kW. L'autoconsommation devient le levier clé de la rentabilité — les systèmes de stockage augmentent le taux de rentabilité de 11 points de pourcentage en moyenne (Fraunhofer ISE). |
| 01.01.2029 | AgNes Démarrer | Phase III activée. StromNEV expire le 31.12.2028. Les stockages ne paient les prix de l'énergie que sur les quantités soldées (pertes de stockage). Séparation de la composante de financement et de la composante d'incitation. Modèle A (piloté par les prix) et modèle B (piloté par le réseau) à partir de l'exploitation pilote. |
| 04.08.2029 | §118-Délai-IBN | 20 ans d'exonération totale des tarifs d'utilisation du réseau (§ 118 al. 6 EnWG). Pas rétroactif — porte d'entrée éteinte par la suite. |
Références : BMWE août 2025 · Document de consultation de la BNetzA 09/2025 + Lignes directrices relatives aux redevances de réseau de stockage (16/01/2026) et aux tarifs de rachat (17/02/2026) (GBK-25-01-1#3) · Journal officiel fédéral 2025 I n° 161 (programme d'investissement d'urgence) · EnWG / EEG / StromNEV · Fraunhofer ISE déc. 2025 · Loi sur les pics solaires depuis le 25/02/2025 · Communiqué de presse du BMWE sur le prix de l'électricité industrielle du 16/04/2026
05 — Cas d'investissement
Comment passe-t-on d'un spread brut de 200 à 300 k€ à un net FTM de 145 à 245 k€ ?
Les revenus multi-usages ne sont pas les revenus bruts. Les coûts de commercialisation et les dépenses d'exploitation fixes doivent être déduits avant que le résultat net n'apparaisse dans le cas d'investissement.
Revenu brut FTM 200–300 k€/MW/an : référence de marché Multi-Use-FTM (FCR + aFRR + mFRR + arbitrage) sur la base des résultats actuels des enchères regelleistung.net, de la volatilité du marché au comptant et d'hypothèses cohérentes avec KPMG (10 MW · profil de 4 h · 2 cycles × 110 €/MWh de marge). Les revenus concrets dépendent fortement de l'emplacement, de l'agrégateur et de la phase du marché — une modélisation spécifique à l'emplacement est requise.
Calcul comparatif KPMG — Système de stockage d'énergie par batterie stationnaire
Hypothèses du calcul : BESS de 10 MW, profil de 4 heures (40 MWh), 2 cycles complets/jour, 140 €/MWh à la vente, 30 €/MWh à l'achat, WACC 6 %, durée de vie de 20 ans. Comparaison des trois technologies phares.
9,5 %
BPL LFP
VAN 601 kEUR · CAPEX 250 €/kWh
10,5 %
IRR ZnBr
VAN 2 802 k€ · TRI la plus élevée
110
LCOS LFP €/MWh
Étalon minimal par cycle
104
LCOS ZnBr €/MWh
Le plus bas LCOS
Référence : KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, “ Investment Case : Stationärer Batteriespeicher ”, février 2026 (fig. 8 à 10, p. 21). LFP : VAN 601 kEUR, TRI 9,5 %. ZnBr : VAN 2 802 kEUR, TRI 10,5 %. NIB (batterie à ions sodium) : VAN 5 076 kEUR, TRI 7,2 % — valeur absolue la plus élevée pour un rendement inférieur. Les valeurs sont basées sur un calcul comparatif de KPMG utilisant des paramètres initiaux identiques.
Bandes CAPEX 2026
| Taille de l'installation | Configuration | Étendue des dépenses d'investissement | €/kWh |
|---|---|---|---|
| 1 MW | 2 MWh, profil sur 2 h | ~500.000 € | ~250 €/kWh |
| 5 MW | 10 MWh, profil 2h | 1,75 à 2,0 Mio € | 175–200 €/kWh |
| 10 MW | 20 MWh, profil 2h | 3,5–4,0 millions d'€ | 175–200 €/kWh |
Programme d'investissement immédiat — leviers fiscaux 2025-2027
Pour les acquisitions de BESS entre le 1er juillet 2025 et le 31 décembre 2027, deux leviers fiscaux avec des champs d'application différents s'appliquent :
- 1. Amortissement dégressif jusqu'à 30 % la première année (§ 7 al. 2 de la loi allemande sur l'impôt sur le revenu [EStG]) — pour toutes les entreprises quelle que soit leur taille. Concrètement : jusqu'à trois fois l'amortissement linéaire, avec un plafond de 30 % du coût d'acquisition par an ; les années suivantes, sur la valeur comptable résiduelle.
- 2. Amortissement exceptionnel au titre de l'article 7g, paragraphe 5, de la loi allemande relative à l'impôt sur le revenu (EStG) jusqu'à 40 % répartis sur une période maximale de 5 ans — uniquement pour les PME ayant réalisé un bénéfice l'année précédente ≤ 200 000 € (limite de bénéfice unifiée selon la loi fiscale JStG 2020, § 7g, al. 6, n° 1 de la loi sur l'impôt sur le revenu EStG).
Qu'est-ce que cela signifie pour les entreprises industrielles ? Les entreprises de taille moyenne et la grande industrie, généralement au-delà du seuil de bénéfice de 200 000 €, utilisent uniquement l'amortissement dégressif (30 % la première année). La combinaison avec la déduction de 70 % pour la première année (%) ne s'applique que si l'entreprise respecte le seuil des PME. Il est recommandé de procéder à un examen fiscal au cas par cas.
Le BESS est qualifié de bien économique meuble de l'actif immobilisé. Référence : Bundesgesetzblatt (BGBl.) 2025 I n° 161 du 18.07.2025 ; § 7 al. 2 EStG ; § 7g al. 5 en liaison avec l'al. 6 EStG. Ces informations sont fournies à titre indicatif ; elles ne constituent pas un conseil fiscal. Plus de détails : programme d'investissement immédiat — ce que cela signifie pour les BESS →
06 — Profils des sites
Quel mix de revenus correspond à quel profil de site ?
Le Multi-Use n'est pas une stratégie uniforme. Ce qui est économiquement judicieux dépend de la connexion au réseau, du profil de charge, de l'installation PV et de l'horizon de planification.
Le prix de la performance pénalise un seul pic de 15 minutes pour les 12 mois suivants. Chaque kilowattheure économisé lors du pic de charge a une valeur immédiate et mesurable. BTM passe d'abord — FTM ajouté.
La capacité de connexion réseau libre est la clé d'entrée sur les marchés de la réserve. Sans pression de pointe de charge, le FTM est immédiatement le levier le plus puissant. FTM d'abord — BTM suit dans la phase III.
Primaire : écrêtage de pointe (BTM)
§ 19 al. 2 phrase 1 de l'ordonnance allemande sur les tarifs d'utilisation des réseaux électriques (StromNEV) (jusqu'en 2028) comme levier · FCR (réserve de fréquence) en complément à partir d'une taille de système de 1 MW · Raccordement principalement en moyenne tension
Primaires : aFRR + mFRR + Arbitrage (FTM)
Potentiel de revenus FTM de 200 000 à 300 000 €/MW/an · Autoconsommation BTM en phase III — la capacité de raccordement disponible est le sésame
Principal : Autoconsommation + écrêtage de pointe (BTM)
À partir de MiSpeL mi-2026 : BTM + FTM combinés — mode hybride sans perte de la rémunération EEG selon l'art. 19 al. 3b de la loi allemande sur les énergies renouvelables (EEG)
BESS en réinvestissement FIP
Obligation de réinvestissement CISAF — Le BESS est considéré comme une contrepartie valable, y compris dans le cadre du Contracting sans investissement propre
07 — Modèles d'affaires
Achat ou Contracting — un choix entre un style d'investissement et une répartition des gains
Les deux modèles respectent l'obligation de réinvestissement imposée par la CISAF (réinvestissement de 50 %). Ce qui les différencie, c'est la structure du contrat — et non la technologie.
| Aspect | BESS Contracting (CPFS) | BESS Achat |
|---|---|---|
| Dépenses d'investissement client | 0 € | Investissement en capital (CAPEX-Backbone) |
| Libérer le client | 25 % des recettes nettes du marché à compter du premier jour | 100 % de l'ensemble des recettes et des économies |
| Délirez CUBE | 75 % des produits nets de la vente | 0 % |
| Bilan | Hors bilan (IFRS) | Bilan |
| Structure contractuelle | Contrat de prestation de services et de partage des bénéfices | Contrat d'achat + contrat de maintenance |
| Obligation de réinvestissement KUEBLL | ✓ réalisé par CUBE-Investment | ✓ réalisé par acquisition propre |
| Propriété du matériel | CUBE | Client |
Les deux modèles reposent sur le même fondement : Choix du matériel indépendant du fabricant, calcul « CUBE Open Book » identique, logique de commande par phases identique. Ce qui diffère, c’est la structure du contrat — et non la technologie. Les deux modèles respectent l’obligation de réinvestissement CISAF (réinvestissement 50 %).
08 — Comment le multi-usage s'impose dans le modèle d'affaires
Le multi-usage ne commence pas par le stockage, mais par la réserve de raccordement au réseau inutilisée.
Chaque site industriel paie pour la puissance connectée réservée : prix de la puissance, redevance de base, redevance de réseau. La plupart des sites n'en utilisent que 30 à 50 %. CPFS transforme cette réserve latente en source de revenus — sans investissement propre, sans risque lié au matériel, avec une part des bénéfices de 25 % reversée au client dès le premier jour.
Connexion réservée
capacité
aujourd'hui, 30 à 50 % inutilisés
Système de stockage d'énergie polyvalent
FTM + BTM sur un actif
Pile de trésorerie
200 à 300 k€/MW/an brut
La plupart des fournisseurs demandent : ” Combien pouvez-vous investir ? ” ou ” Quelle est la superficie de votre toit ? ”. Nous demandons : Quelle part de votre capacité de réseau réservée et déjà payée est inutilisée aujourd'hui ? Les stockages multi-usages convertissent précisément cette réserve silencieuse — sans avoir à demander de nouvelle puissance de raccordement, sans passer par des engoulements d'autorisations.
09 — Ce qui nous distingue
Trois points qui différencient CUBE CONCEPTS des fabricants de matériel et des fournisseurs à l'échelle utilitaire
Le marché allemand des BESS se divise grossièrement en deux camps : les fabricants de matériel qui vendent leur propre technologie et les fournisseurs à l'échelle des services publics qui livrent à des fonds d'investissement. CUBE CONCEPTS ne fait partie d'aucun des deux.
Nous faisons un appel d'offres pour chaque projet — au moins 3 offres comparatives. Pas de système propriétaire, pas de dépendance vis-à-vis d'un fabricant. Le choix du matériel suit la courbe de charge, pas le stock du catalogue.
Les fabricants de matériel informatique vendent leur propre technologie, c'est leur modèle économique.
Transparence totale des coûts avant la signature : CAPEX, OPEX, logique de partage des bénéfices, coûts de marketing. Pas de prix fixe sans ventilation. Vous voyez ce que vous achetez.
Les offres à prix fixe sans ventilation des coûts sont courantes sur le marché.
CPFS Contracting pour les clients C&I : aucun investissement propre, aucun risque lié au matériel, 25 % des recettes nettes du marché versées au client dès le premier jour — CUBE 75 %. L'obligation de réinvestissement de la CISAF (réinvestissement de 50 %) est respectée, car CUBE prend en charge l'investissement.
Les fournisseurs à l'échelle des services publics vendent généralement à des fonds d'investissement, et non à des entreprises industrielles.
Sur la base de plus de 150 projets énergétiques menés à bien dans toute l'Europe. Obligation de réinvestissement : Communication de la Commission CISAF (Clean Industrial State Aid Framework), point 121, Bruxelles, 25 juin 2025.
10 — Levier réglementaire 2026/2027
Six leviers pour transformer la rentabilité multi-usages en 2026/2027
Le multi-usage n'est pas une loi de la nature, mais le résultat d'une réglementation récente. Ces six leviers sont les plus importants — et n'agissent pas de manière isolée, mais comme un déplacement coordonné.
Article 118, paragraphe 6, de la loi sur le réseau énergétique (EnWG)
Exonération partielle des frais de réseau
20 ans d'exonération totale des frais de réseau sur l'électricité chargée — pour une mise en service jusqu'au 4 août 2029. Non acquérable rétroactivement. Chaque année de retard représente une perte d'environ 25 000 € par MW.
§ 19 al. 2 phr. 1 StromNEV / AgNes
Atypik-Privileg → AgNes 2029
Jusqu'au 31/12/2028 : Réduction des tarifs d'utilisation du réseau en cas de déplacement de charge en dehors des heures de forte charge. À partir du 01/01/2029 : AgNes remplace le StromNEV. Les stockages d'énergie ne paient des prix proportionnels à l'énergie qu'sur les quantités compensées (pertes de stockage) — probablement des rabais effectifs plus élevés qu'aujourd'hui. Modèle A (piloté par les prix) vs. Modèle B (piloté par le réseau) à partir de la phase pilote.
MiSpeL à partir de mi-2026
Stockage hybride sans perte EEG
Intégration sur le marché des stockages et des points de charge : exploitation simultanée de l'EEG et commercialisation FTM sans perte de rémunération conformément à l'article 19, paragraphe 3b, de la loi EEG. Pour la première fois, les sites photovoltaïques peuvent combiner l'arbitrage et l'injection EEG.
Réforme de la loi EEG de 2027 (projet de loi de février 2026)
Commercialisation directe à partir de 25 kW
Commercialisation directe à partir de 25 kW (actuellement 100 kW), plafond d'injection de 50 % pour les toitures photovoltaïques, CfD bilatéral pour les appels d'offres ≥ 100 kW. Les systèmes de stockage augmentent le taux d'autoconsommation de 11 points de pourcentage en moyenne (Fraunhofer ISE, décembre 2025) — un levier clé pour la rentabilité dans le cadre du nouveau régime de rémunération.
CISAF Obligation de réinvestissement (16.04.2026)
KUEBLL-Obligation de réinvestissement
Aide relative au prix de l'électricité industrielle : 50 % de l'aide doit être réinvestie dans des mesures visant à réduire les coûts du réseau électrique (CISAF, UE, 25 juin 2025) — BESS est éligible. 91 secteurs sont éligibles au programme KUEBLL. BESS Contracting satisfait à cette obligation sans dépenses d'investissement de la part des clients.
Nouvelle loi sur l'énergie au plus tard en novembre 2025
§ 11c EnWG + § 35 BauGB
§11c EnWG depuis nov. 2025 : les stockages sont considérés comme des projets d'intérêt public majeur — procédures d'autorisation facilitées. Privilège pour l'extérieur §35 al. 1 n° 11 BauGB à partir du 01/01/2026 : les stockages en co-localisation avec une installation EnR à partir de 1 MWh sont privilégiés en zone extérieure.
Références : EnWG · StromNEV · BNetzA GBK-25-01-1#3 (document de travail AgNes du 24 septembre 2025, lignes directrices relatives aux tarifs du réseau de stockage du 16 janvier 2026 et aux tarifs du réseau d'injection du 17 février 2026) · BNetzA Définition MiSpeL · BMWE EEG-RefE 2027 (publié depuis le 27/02/2026) · Communication de la Commission CISAF, Bruxelles, 25/06/2025
11 — Qui commercialise sur le marché
La commercialisation Multi-Use-FTM est assurée par des responsables de périmètre de bilan certifiés.
Un stockage industriel ne peut pas participer directement au FCR ou à l'aFRR. Sa commercialisation s'effectue par l'intermédiaire de gestionnaires de bilan certifiés (BKV) ou de fournisseurs de services d'équilibrage (BSP) disposant de leur propre connexion directe au gestionnaire du réseau de transport (TSO).
Industrie-BESS
Commande CUBE-EfficiencyUnit
Agrégateur à intégration verticale
Certificat BSP + Algorithmes de trading
Multi-Marque en parallèle
Régulation + EPEX-Spot
En Allemagne, il existe actuellement environ 40 entreprises certifiées BSP (TransmissionCode 2007). Les agrégateurs de premier plan exploitent leurs propres algorithmes de trading, sont certifiés BSP eux-mêmes (au lieu de passer par des intermédiaires) et commercialisent en parallèle sur les marchés du jour au lendemain (Day-Ahead), du marché continu intra-journalier (Intraday-Continuous) et des marchés de l'énergie de réglage. Cette intégration verticale détermine la différence de revenus : ceux qui disposent de leur propre logiciel, exploitent leur propre pile de données et sont directement connectés aux gestionnaires de réseau de transport atteignent des performances supérieures à celles des participants moyens du marché.
La norme CUBE-CONCEPTS exige un agrégateur intégré verticalement avec certification BSP, des algorithmes de trading propriétaires et une optimisation multi-marchés éprouvée. Une structure de vente de matériel pure, sans certificat BSP ou sans logiciel de trading propriétaire, n'atteint pas ce niveau de profondeur.
Sources : TransmissionCode 2007 · regelleistung.net · Certification BSP conformément aux exigences du gestionnaire du réseau de transport
12 — Sécurité et protection contre l'incendie
Ce que signifie "Multi-Usage" en matière de sécurité
La polyvalence augmente la fréquence des cycles, mais pas les exigences de sécurité — celles-ci sont technologiquement indépendantes du mode de fonctionnement pour les batteries LFP stationnaires.
Stabilité thermique
Les cellules LFP (lithium-fer-phosphate) sont sans cobalt et plus stables thermiquement que d'autres chimies lithium-ion. Standard pour le stockage industriel stationnaire.
Concepts de protection incendie certifiés VdS
Systèmes de lutte contre l'incendie standardisés, protection contre les surtensions et contrôle de la température dans des solutions de conteneurs fermés avec classe de protection IP définie.
Intégration au réseau conforme aux normes
VDE-AR-N 4110/4120 (moyenne/haute tension), DIN VDE 0100-712, architecture BMS redondante, protection contre la foudre IEC 62305.
La commande multi-usage n'affecte pas le matériel de sécurité : le BMS, les systèmes de détection d'incendie et d'extinction sont indépendants du mode de fonctionnement. Une installation FCR et une installation multi-usage ont les mêmes exigences de sécurité.
13 — Définition des termes
Multi-Use n'est pas Multi-Market : pourquoi la distinction est économiquement cruciale
Sur le marché allemand des BESS (systèmes de stockage d'énergie par batterie), les termes sont souvent utilisés de manière interchangeable. En réalité, ils décrivent des architectures de revenus différentes avec des conséquences économiques distinctes.
Multi-marché
Pile de commercialisation FTM (Front-of-the-Meter)
- Négociation du jour au lendemain — Offres pour le jour suivant
- Intraday continu — fluctuations de prix à court terme, délai de prévenance de 5 minutes
- PFR (Puissance de fréquenceregler) — ~0,3 cycles complets/jour
- aFRR + mFRR — Réserve secondaire / réserve de minute
- Prix spot négatifs — Arbitrage de recharge pendant les heures de surproduction
Optimisation de la FTM Reine — Le stockage est situé sur le réseau public, en amont du compteur de l'usine.
Multi-usage
FTM + BTM sur le même actif
- Tous les canaux de revenus multi-marchés — FCR, aFRR, mFRR, Spot, Intraday
- Réduction de la demande de pointe (BTM) — contre redevance de puissance
- §19 Atypik / AgNes-Optimierung — Réduction des tarifs d'utilisation du réseau
- Optimisation de la consommation propre — avec ou sans installation photovoltaïque
- Capacité de fonctionnement autonome / hors réseau — Sécurité d'approvisionnement
- Colocation ab MiSpeL — PV + BESS sans perte EEG
Applications Multi-Market PLUS BTM sur la même installation — c'est le cœur économique du multi-usage.
Multi-Market est donc un sous-ensemble de Multi-Use. Quiconque exploite un stockage purement Multi-Market laisse le levier BTM inutilisé — l'écrêtement des pointes (peak shaving), l'optimisation selon l'art. 19/AgNes et l'autoconsommation n'y sont pas inclus. La différence entre Multi-Market et Multi-Use est précisément la pile BTM : significative pour les sites industriels présentant des pics de charge, un levier réglementaire de tarif d'acheminement ou un parc photovoltaïque existant.
14 — Prix de l'électricité industrielle 2026
Obligation de réinvestissement KUEBLL et CISAF — pourquoi les entreprises industrielles remplissent l'obligation de réinvestissement via les BESS
L'autorisation accordée par l'UE concernant le tarif industriel allemand de l'électricité (16 avril 2026) est subordonnée à l'obligation de réinvestissement CISAF (réinvestissement de 50 % de l'aide) : 50 % de l'aide doivent être réinvestis dans les énergies renouvelables ou le stockage.
Autorisation KUEBLL — 91 secteurs
Compensation des coûts de l'électricité et du réseau de transport pour les secteurs fortement consommateurs d'électricité (sidérurgie, chimie, aluminium, papier, verre, etc.). 91 secteurs sont éligibles à l'aide. Conditions : implantation en Allemagne, intensité électrique selon la classification NACE.
Calcul de l'aide — jusqu'à 50 % sur 50 %
Jusqu’à 50 % de remise sur le prix de référence de gros, appliquée à un maximum de 50 % de la consommation annuelle d’électricité — avec un seuil minimal de 5 ct/kWh (50 EUR/MWh). Durée : du 1er janvier 2026 au 31 décembre 2028. Dépôt des demandes avec effet rétroactif à partir de 2027 auprès du BAFA. Versement au cours de l'année suivante.
Obligation de réinvestissement — 50 % selon la CISAF
50 % de l'aide reçue sont dans les 48 mois investir dans l'une des mesures suivantes : installations d'énergies renouvelables (PV, éolien), stockage (batterie, thermique), mesures d'efficacité énergétique, électrolyseurs ou électrification. BESS qualifie pleinement.
Bonus de flexibilité — +10 % d'aide
Le montant de la subvention sera réduit de 10 % augmenté, si l'entreprise démontre qu'au moins 80 % de l'obligation de réinvestissement sont consacrés à des mesures visant à accroître la flexibilité de la demande. Sur ce montant, au moins 75 % doivent à leur tour être consacrés à des réinvestissements. Multi-Use-BESS qualifiziert direkt — La gestion des pics de charge, l'optimisation de l'autoconsommation et la commercialisation FTM sont précisément les mesures récompensées par le bonus.
Comment Contracting s'acquitte de sa mission
Dans le cadre du programme BESS Contracting, CUBE CONCEPTS prend en charge l'intégralité de l'investissement. L'obligation de réinvestissement du client est néanmoins remplie, car l'installation est construite sur le site du client et est exploitée par ce dernier avec l'électricité subventionnée (conformément aux dispositions CISAF, UE du 25 juin 2025). Aucun apport de capital propre n'est nécessaire — dans le respect total des règles en matière d'aides d'État.
Source : Communication de la Commission “ Cadre d'aides d'État en faveur de l'industrie propre ” (CISAF), Bruxelles 25.06.2025 · Communiqué de presse du BMWE sur le prix de l'électricité industrielle 16.04.2026 · Procédure de demande du BAFA à partir de 2027 · KUEBLL Liste partielle 1, Annexe I (CELEX :52022XC0218(03))
15 — Références
Plus de 150 projets énergétiques réalisés en Europe. ~100 MW de capacité BESS actuellement en construction.
Entreprises industrielles sélectionnées avec lesquelles CUBE CONCEPTS a réalisé ou réalise actuellement des projets de PV et de BESS.
TI Automotive
Magna
Valeo
Voestalpine
Tenneco
Interview
En préparation 2026
Site industriel en Saxe — BESS 1 MW / 2 MWh, PV existante de 1 895 kWc, modélisation multi-usage dans trois configurations réglementaires
Projet de pipeline
Thermal Management Solutions DE Oberboihingen GmbH (WAHLER) — BESS Contracting en préparation
Installation photovoltaïque en service depuis l'été 2025. Un système de stockage industriel de type Contracting constitue la troisième étape de la stratégie de développement durable. Fabricant de thermostats et de systèmes de régulation de température haut de gamme. Holger Kiebel, directeur général : *” Les systèmes de stockage par batterie constituent la prochaine étape logique. ”*
16 — Questions fréquentes
Systèmes de stockage d'énergie par batterie à usages multiples — Réponses pour les décideurs
Les douze questions les plus fréquentes concernant le multi-usage, la logique de contrôle, la rentabilité et la réglementation.
Avec la technologie LFP, l'installation perd 2,1 % de capacité par an (KPMG, février 2026). Le rendement par cycle doit dépasser les coûts de dégradation proportionnels ainsi que les coûts d'exploitation. Le FCR (~0,3 cycle/jour) est presque toujours rentable : faible sollicitation, prix de la capacité stable. La CUBE EfficiencyUnit n’effectue des cycles d’arbitrage que si la marge est positive.
Potentiel de revenus FTM de 200 000 à 300 000 € par MW et par an provenant de la FCR, de l'aFRR, de la mFRR et de l'arbitrage (KPMG AG, Investment Case, fév. 2026). C'est indépendant du site — aucune installation photovoltaïque n'est requise.
Date limite de mise en service : 4 août 2029. Les systèmes de stockage par batterie mis en service au plus tard à cette date bénéficient d'une exonération complète des frais d'utilisation du réseau pendant 20 ans sur l'électricité stockée (§ 118 al. 6 de la loi allemande sur l'énergie - EnWG). Délai de planification pour un raccordement existant : 6 à 12 mois. Nouvelle construction : 18 à 24 mois.
Oui — à condition que le système de contrôle soit conforme à l'article 19. Le CUBE EfficiencyUnit prend en charge le FCR-SoC (~50 %) et bloque automatiquement les opérations de recharge pendant les fenêtres HLZ. Les deux sources de revenus fonctionnent simultanément sans intervention manuelle.
À partir de MiSpeL (décision de la BNetzA, mi-2026), l'exploitation simultanée d'installations EEG et la commercialisation FTM sont possibles sans perte de rémunération. Pour la première fois, les sites photovoltaïques peuvent combiner arbitrage et injection EEG, sans le choix boursier habituel jusqu'à présent.
Le CUBE EfficiencyUnit enregistre chaque opération de recharge et chaque période pertinente pour le HLZ avec un horodatage. Le relevé annuel (date limite : 30 juin de l'année suivante) peut être exporté directement et est archivé de manière conforme aux exigences d'audit — aucun relevé manuel n'est nécessaire.
Multi-Use-fähig signifie : le matériel prend en charge plusieurs modes techniquement. Multi-Use-optimisé signifie : la commande priorise automatiquement les canaux de revenus, calcule dynamiquement les seuils de cycle et documente la conformité au §19 sans intervention manuelle. La logique de contrôle est déterminante, pas le matériel.
Oui. FTM-Multi-Usage (FCR, aFRR, mFRR, Arbitrage) est entièrement indépendant du PV. Le potentiel de revenus FTM de 200 000 à 300 000 € par MW/an provient exclusivement de l'arbitrage de marché et de l'énergie de réseau — sans production propre.
À partir d'AgNes (BNetzA BGK-25-01-1#3, à compter du 01/01/2029), la signalisation dynamique des prix remplacera les fenêtres HLZ statiques. Le CUBE EfficiencyUnit réagit aux deux en temps réel — aucun nouveau matériel ni nouveau contrat n'est nécessaire.
LCOS (Levelized Cost of Storage) = Coût moyen par MWh stocké sur la durée de vie. Pour les systèmes de stockage sur batteries LFP : 110 EUR/MWh (KPMG AG, février 2026). Les revenus générés par l'utilisation conjointe (FCR et arbitrage) dépassent typiquement cette valeur de plusieurs fois — le LCOS est la référence minimale pour chaque cycle.
Le programme d'investissement immédiat (BGBl. 2025 I n° 161 du 18.07.2025) offre deux leviers fiscaux aux champs d'application différents : Amortissement dégressif jusqu'à 30 % la première année (§ 7 al. 2 EStG), il s'applique à toutes les entreprises. Le supplémentaire Amortissement spécial au titre de l'article 7g, paragraphe 5, de la loi allemande relative à l'impôt sur le revenu (EStG) (40 % réparti sur une période maximale de 5 ans) est allumé PME avec un bénéfice de l'exercice précédent ≤ 200 000 € limité. Ce n'est qu'en combinant les deux que l'on obtient la déduction souvent citée de 70-% pour la première année — pour les moyennes et grandes entreprises industrielles dépassant le seuil de rentabilité, seul l'amortissement 30-% s'applique. Le BESS est considéré comme un bien mobilier faisant partie de l’actif immobilisé. Il est recommandé de procéder à un examen fiscal au cas par cas. Pour en savoir plus : Programme d'investissement immédiat — ce que cela signifie pour les BESS →
La modification de l'EnWG de novembre 2025 a mis en place deux leviers pour les BESS industriels : (1) l'article 11c de l'EnWG qualifie le stockage d'énergie de projet d'intérêt public majeur, ce qui renforce sa force exécutoire face aux intérêts concurrents lors des procédures d'autorisation. (2) L'article 35, alinéa 1, chiffre 11 du BauGB (à compter du 01/01/2026) accorde un privilège explicite au stockage en co-implantation (co-location) avec des installations d'énergies renouvelables à partir de 1 MWh en zone extérieure ; le chiffre 12 concerne les stockages autonomes (stand-alone) à partir de 4 MW situés à une distance maximale de 200 m d'un poste électrique. Remarque : le partage d'énergie (energy sharing) selon l'article 42c de l'EnWG (à compter du 01/06/2026) est limité aux exploitants d'installations non commerciaux, aux PME et aux communes, et n'est pas disponible pour l'industrie dans un premier temps.
17 — Étape suivante
Analyser le potentiel multi-usage — spécifique au site
Transmettez votre courbe de charge. CUBE CONCEPTS calcule séparément les potentiels BTM et FTM — sur la base de références de marché auditées par KPMG et des lignes directrices de la BNetzA concernant les redevances de stockage et d'injection dans le réseau (16 janvier /17 février 2026). Modélisation « open book » dans trois scénarios réglementaires, gratuite et sans engagement.
Envoyer le dernier lot — analyse de potentiel gratuite§118 non cessible rétroactivement — KPMG AG, fév. 2026 · ~25 000 €/mois d'avantage manqué pour 1 MW
Note sur le contenu et la localisation
État au 05.05.2026. Toutes les informations réglementaires (CISAF, KUEBLL, AgNes, MiSpeL, §118 EnWG, amendement EEG 2027, programme d'investissement d'urgence) reposent sur des sources publiées au moment de la rédaction ; les décisions, les ordonnances et les notifications de l'UE sont susceptibles d'être modifiées. Les déclarations fiscales ne constituent pas un conseil fiscal — un examen au cas par cas par un conseiller fiscal est nécessaire. Les données de rentabilité (revenus FTM, TRI, VAN, délai de récupération) sont des références de marché ou des calculs comparatifs de KPMG et ne constituent pas des rendements garantis. Une modélisation spécifique au site est requise.