Für Projektentwickler und Anlagenbetreiber ist damit ein guter Zeitpunkt, den aktuellen Stand mit dem ursprünglichen Referentenentwurf abzugleichen, den wir im Februar 2026 analysiert hatten. Die gute Nachricht vorweg: Das BMWE hat die Vorgaben an einigen Stellen entschärft. Die grundsätzliche Architektur der Reform – und ihre zentrale Kritik – bleibt jedoch unverändert bestehen.

Was sich seit dem geleakten Entwurf geändert hat

Im Kern ähnelt der finale Entwurf des Netzpaketes 2026 dem geleakten Referentenentwurf aus dem Winter. An drei entscheidenden Stellschrauben hat das BMWE jedoch nachgeschärft – wohl auch auf Drängen des Koalitionspartners SPD:

Für die Praxis bedeutet das: Ein Netzgebiet muss künftig stärker überlastet sein, bevor Netzbetreiber es als „kapazitätslimitiert“ ausweisen und Anlagenbetreibern den Verzicht auf die Redispatch-Entschädigung abverlangen können. Und selbst dann gilt die Einstufung nicht mehr automatisch für ein volles Jahrzehnt, sondern maximal sechs Jahre – mit einer eingebauten Ausstiegsklausel, falls sich die Netzsituation entspannt.

Weitere Konkretisierungen im Netzpaket 2026

Neben den drei zentralen Parametern enthält der finale Entwurf weitere Klarstellungen, die im Februar noch offen waren:

• Priorisierung von Netzanschlusskapazitäten: Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) erhalten nun einen expliziten Grundsatz, wonach sie Netzanschlusskapazitäten priorisieren und freihalten dürfen.
• Digitalisierung der Netzanschlussbegehren: Der Entwurf treibt die bereits im Februar angekündigte Digitalisierung weiter voran.
• Baukostenzuschüsse (BKZ) über BNetzA-Festlegung: Die Erhebung von Baukostenzuschüssen soll künftig über eine Festlegung der Bundesnetzagentur geregelt werden. Die Behörde kann dabei Verfahren oder Kriterien vorgeben, nach denen Netzbetreiber BKZ entweder pauschaliert oder regional nach Netzparametern differenziert erheben. Das war im ursprünglichen Entwurf zwar dem Grunde nach angelegt, wird nun aber institutionell verankert.

Die Entschärfung löst das Rechtsproblem nicht

So begrüßenswert die Lockerung der Schwellenwerte aus Sicht der Branche sein mag – sie räumt die europarechtlichen Bedenken nicht aus, die wir bereits in unserem Beitrag zum Clause de redistribution eingeordnet hatten. Genau diese Frage hat die Stiftung Umweltenergierecht erst wenige Tage vor der Verbändeanhörung erneut aufgeworfen: In einer Studie kam sie zu dem Schluss, dass Beschränkungen von Netzanschlüssen nur unter bestimmten Bedingungen mit EU-Recht vereinbar sind – und dass selbst eine fünfprozentige Abregelungsquote nicht notwendigerweise ausreicht, um Anlagenbetreibern die Redispatch-Entschädigung rechtssicher vorzuenthalten.

Das ist ein wichtiger Punkt für die Einordnung: Das BMWE hat mit der Anhebung von 3 auf 5 % zwar auf den politischen Druck der Branchenverbände reagiert, nicht aber auf die juristische Kernkritik – dass ein Entschädigungsverzicht als Anschlussvoraussetzung dem unionsrechtlichen Gebot des diskriminierungsfreien, fairen Netzzugangs widersprechen könnte. Wer als Projektentwickler oder Investor auf Nummer sicher gehen will, sollte diese Rechtsunsicherheit weiterhin in seine Risikobewertung einpreisen – unabhängig davon, ob die Schwelle nun bei 3 oder 5 % liegt.

Was das für Eigenverbrauch- und BESS-Projekte bedeutet

An unserer Grundeinschätzung ändert sich durch das Update wenig. Je höher der Eigenverbrauchsanteil eines Projekts, desto seltener wird überhaupt ins Netz eingespeist – und desto geringer ist das Risiko, von einer Einstufung als kapazitätslimitiertes Gebiet wirtschaftlich getroffen zu werden. Die verkürzte Geltungsdauer von 6 statt 10 Jahren macht die Planungssituation für betroffene Standorte zudem etwas kalkulierbarer, auch wenn sie das grundsätzliche Risiko nicht beseitigt. Für Stockage sur batterie, die netzdienlich betrieben werden und Einspeisespitzen glätten, bleibt der Ansatz, aktiv zur Vermeidung der Abregelungsschwelle beizutragen, weiterhin ein relevantes Argument gegenüber Netzbetreibern.

EEG-Übergangszahlungen für PV-Kleinanlagen im Netzpaket 2026

Da EEG-Novelle und Netzpaket 2026 gemeinsam in die Anhörung gingen, lohnt ein kurzer Seitenblick. Die feste Einspeisevergütung für private Dachanlagen fällt nicht abrupt weg, sondern läuft über eine 36-monatige, abgesenkte Übergangszahlung aus – der Volleinspeiserbonus entfällt dabei. Die Direktvermarktungspflicht greift stufenweise:

• ab 50 kW sofort
• ab 2028 auch unter 50 kW
• ab 2029 unter 25 kW
• ab 2030 für alle Neuanlagen inklusive der Anlagen unter 7 kW.

Ausgenommen bleiben nur Steckersolar- und Mini-PV-Geräte bis 2 kW. Flankiert wird der Übergang durch eine Netzbetreiberabnahme für Anlagen bis 25 kW und einen Direktvermarktungsbonus von 1,5 ct/kWh für die ersten vier Jahre. Neu und für alle Segmente relevant: eine Leistungsbegrenzung von PV-Dachanlagen am Netzanschluss auf maximal 50 Prozent – unabhängig von Smart Meter oder Vermarktungsform.

Wie es jetzt weitergeht

Nach Ablauf der dreitägigen Anhörungsfrist ist mit einer zeitnahen Befassung im Bundeskabinett zu rechnen. Danach durchläuft der Entwurf das reguläre Gesetzgebungsverfahren über Bundestag und Bundesrat. Auffällig ist das Tempo: Nach dem Leak zu Jahresbeginn und dem darauffolgenden Sturm der Entrüstung aus der Branche hatte das Ministerium sich Zeit gelassen. Jetzt soll es offenbar schnell gehen.

Kurz zusammengefasst (FAQ)

Der Beitrag Update Netzpaket 2026: Finaler Entwurf in Verbändeanhörung erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Was ist die EMD-Richtlinie (EU) 2024/1711?

Die Richtlinie (EU) 2024/1711 – offiziell die Richtlinie zur Verbesserung des Elektrizitätsmarktdesigns der Union, kurz EMD-Richtlinie ou Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie – wurde am 13. Juni 2024 vom Europäischen Parlament und dem Rat erlassen und am 26. Juni 2024 im Amtsblatt der EU veröffentlicht. Sie ändert die bestehende Strombinnenmarktrichtlinie (EU) 2019/944 sowie die Erneuerbare-Energien-Richtlinie (EU) 2018/2001.

Ihr erklärtes Ziel: den europäischen Strommarkt widerstandsfähiger gegen Preisschocks machen, Verbraucher besser vor Preisvolatilität schützen und gleichzeitig Investitionen in erneuerbare Erzeugung und Flexibilitätsoptionen wie Speicher und Demand Response beschleunigen. Anders als die parallel verabschiedete Strommarkt-Verordnung (EU) 2024/1747, die als EU-Verordnung unmittelbar gilt, musste die EMD-Richtlinie erst in nationales Recht überführt werden. In Deutschland zählen hierzu vor allem das EnWG, ergänzend das EEG und die nachgelagerte Verordnungen wie die Stromgrundversorgungsverordnung. Einen breiteren Überblick über das gesamte Reformpaket – inklusive der bereits unmittelbar geltenden Verordnung, CfDs und PPAs – liefert unser Beitrag zur Réforme du marché de l'électricité de l'UE.

Die wichtigsten Vorgaben der EMD-Richtlinie im Überblick

Was Deutschland bereits umgesetzt hat

Der zentrale deutsche Umsetzungsschritt EMD-Richtlinie kam früher als der eigentliche Fristablauf. Am 13. November 2025 verabschiedete der Bundestag das “Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften”, der Bundesrat folgte am 21. November 2025. In Kraft seit dem 23. Dezember 2025 (BGBl. 2025 I Nr. 347), ändert dieses Artikelgesetz insgesamt 28 Gesetze und Verordnungen – darunter EnWG, EEG, Baugesetzbuch, Messstellenbetriebsgesetz und Wärmeplanungsgesetz.

Für die EMD-Umsetzung sind vor allem folgende Änderungen relevant:

• § 42c EnWG (Energy Sharing): Erstmals gesetzliche Grundlage dafür, dass Haushalte oder Unternehmen selbst erzeugten Strom aus erneuerbaren Energien untereinander teilen können, ohne die klassischen Pflichten eines Energieversorgers zu übernehmen.
• § 11c EnWG: Energiespeicheranlagen wird ein “überragendes öffentliches Interesse” zugesprochen – relevant bei der Abwägung mit anderen Schutzgütern in Genehmigungsverfahren.
• § 35 Abs. 1 Nr. 11 und 12 BauGB: Batteriespeicher ab einer Kapazität von 1 MWh sowie untertägige Wärme- und Wasserstoffspeicher erhalten eine Außenbereichsprivilegierung im Baurecht.
• § 118 Abs. 6 EnWG: Die anteilige Netzentgeltbefreiung für Multi-Use-Stockage sur batterie wurde klargestellt – sie gilt nur für Strommengen, die wieder in dasselbe Netz eingespeist werden. Die Inbetriebnahme-Deadline für die 20-jährige Befreiung ist bis zum 4. August 2029 verlängert.
• § 118 Abs. 7 EnWG: Übergangsregelung für bestehende Kundenanlagen bis Januar 2029.
• § 13l EnWG: Regelt die Umrüstung großer Erzeugungsanlagen (ab 50 MW, primär Kohlekraftwerke vor Stilllegung) zur Bereitstellung von Blindleistung, Trägheit und Kurzschlussleistung für die Netzstabilität.

Damit hat Deutschland wesentliche Elemente der Richtlinie – insbesondere zu Energiegemeinschaften und zum regulatorischen Status von Speichern – bereits vor Fristablauf ins nationale Recht überführt.

Was noch offen ist

Trotz dieser Novellen ist die EMD-Umsetzung nicht vollständig. Ein wesentlicher Baustein fehlt weiterhin: die Neuausgestaltung der Erneuerbaren-Förderung über zweiseitige Differenzverträge (CfDs) sowie die vollständige Verankerung der erweiterten Verbraucherrechte (Wahlfreiheit zwischen Vertragsarten, Krisenmechanismus) und der finalen Marché de capacité-Struktur.

Die dafür zuständige EEG-Novelle befindet sich zurzeit noch im Verfahren. Das BMWE hat den Referentenentwurf vorgelegt und die Länder- und Verbändeanhörung erst am 17. Juli 2026 eingeleitet. Dies geschah exakt am Tag des Fristablaufs und nicht davor. Bis zur Verabschiedung durch Bundestag und Bundesrat sowie zur formalen Notifizierung an die EU-Kommission wird die Umsetzung damit auf absehbare Zeit als unvollständig gelten.

EU-Vertragsverletzungsverfahren gegen Deutschland

Dass die Umsetzung aus Sicht der EU-Kommission nicht abgeschlossen ist, bestätigt eine Antwort der Bundesregierung auf eine Bundestagsanfrage vom 2. Juni 2026 (Drucksache 21/6259). Demgemäß laufe gegen Deutschland ein Vertragsverletzungsverfahren mit dem Aktenzeichen VVV 2025/0127 wegen Nichtmitteilung der Umsetzung der Richtlinie (EU) 2024/1711. Zum Vergleich – auch bei der vorangegangenen Strommarktrichtlinie (EU) 2019/944 läuft noch ein entsprechendes Verfahren (VVV 2021/0028).

Ein Vertragsverletzungsverfahren ist zunächst kein Sanktionsmechanismus mit unmittelbarer Wirkung. Es beginnt mit einem Mahnschreiben der Kommission und kann sich über mehrere Stufen bis zum Europäischen Gerichtshof ziehen. Erst dann drohen Zwangsgelder. Für die Praxis bedeutet das, dass sich der nationale Rechtsrahmen für die EMD-Umsetzung in einer Übergangsphase befindet. Zentrale Fragen, wie beispielsweise die CfD-Ausgestaltung sind noch nicht abschließend geklärt.

Relevanz für Batteriespeicher-Betreiber

Für Projektierer und Betreiber von Batteriegroßspeichern sind bereits jetzt drei der umgesetzten Regelungen praktisch relevant: die Außenbereichsprivilegierung im Baurecht erleichtert die Standortsuche für Freiflächen-Speicherprojekte, das “überragende öffentliche Interesse” nach § 11c EnWG stärkt die Position von Speicherprojekten in Genehmigungsverfahren gegenüber konkurrierenden Schutzgütern, und die geklärte anteilige Netzentgeltbefreiung schafft mehr Planungssicherheit für Multi-usage-Konzepte, die Réduction de pointe avec Énergie de réglage-Vermarktung kombinieren. Wie sich die noch offenen Punkte – etwa zur finalen Struktur der Kapazitätsmechanismen – auf die Erlösseite auswirken, lässt sich erst nach Abschluss der EEG-Novelle belastbar einschätzen.

Was bisher geschah

Häufige Fragen zur EMD-Richtlinie

Der Beitrag EMD-Richtlinie: Stand der deutschen Umsetzung nach Ablauf der Frist erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Der aktuelle Projektionsbericht 2026 des Umweltbundesamts (UBA), erstellt von einem Konsortium aus Öko-Institut, Fraunhofer ISI, Prognos, M-Five, IREES und dem Thünen-Institut, zeichnet ein differenziertes Bild der deutschen Klimapolitik: Rechnerisch bleibt das nationale Klimaziel für 2030 – minus 65 Prozent Treibhausgase gegenüber 1990 – knapp erreichbar. Die europäischen Verpflichtungen im Rahmen der Effort Sharing Regulation (ESR) werden dagegen deutlich verfehlt. Damit ist der Puffer aus den Vorjahresprojektionen inzwischen fast aufgebraucht.

Die Ausgangslage: Stagnation statt Trendwende

2025 sanken die deutschen Treibhausgasemissionen gegenüber dem Vorjahr um gerade einmal 0,1 % auf 649 Millionen Tonnen CO₂-Äquivalente. Zwar haben sich die erfassten Emissionen in den vergangenen 20 Jahren ungefähr halbiert – für die verbleibende Wegstrecke bis 2030 reicht das Tempo aber nicht aus.

Die Projektionsdaten 2026 weisen für 2030 einen Rückgang um 62,6 % gegenüber 1990 aus. Um das gesetzlich verankerte Ziel von 65 % zu erreichen, fehlen noch rund 30 Millionen Tonnen CO₂-Äquivalente. Die kumulierte Jahresemissionsmenge zwischen 2021 und 2030 lässt sich damit laut UBA nur noch sehr knapp einhalten. Der Restpuffer beträgt somit lediglich 3,8 Millionen Tonnen. Bereits kleinere Verschiebungen bei Wirtschaftswachstum, Förderbudgets oder Energiepreisen könnten diesen Puffer vollständig aufzehren.

Langfristig fällt die Bilanz deutlicher aus. Statt der gesetzlich geforderten 88 % Minderung bis 2040 projiziert der Bericht nur 80 %. Auch die Netto-Treibhausgasneutralität 2045 wird mit den aktuell umgesetzten Instrumenten nicht erreicht – es verblieben rechnerisch noch rund 212,5 Millionen Tonnen Brutto-Emissionen.

Der rechtliche Rahmen für diese Berichtspflicht ist das Bundes-Klimaschutzgesetz, das feste Sektorbudgets und ein Kontrollverfahren über den unabhängigen Expertenrat für Klimafragen vorschreibt – wir haben das KSG als verbindlichen Fahrplan zur Klimaneutralität bereits ausführlich eingeordnet.

Warum die Lücke wächst: Gebäude & Verkehr als Sorgenkinder

Die sektorale Auflösung zeigt ein klares Muster: Wo Strom aus erneuerbaren Quellen fossile Verbrennung direkt ersetzt, sinken die Emissionen planbar. Wo die Elektrifizierung stockt, bleibt die Bilanz zäh.

Gebäudesektor

Bis 2030 klafft hier eine Lücke von 110 Millionen Tonnen CO₂-Äquivalenten gegenüber dem gesetzlichen Minderungspfad. Zwar dominiert in Neubauten mittlerweile die strombetriebene Wärmepumpe – in absoluten Zahlen erfolgen aber weiterhin 81 Prozent der deutschen Wärmeerzeugung fossil, also über Öl und Gas. Wie sich die ab 2027 greifende PV-Pflicht nach § 106 GModG und der Umbau vom bisherigen GEG zum neuen GMG auf diese Bilanz auswirken, haben wir in zwei separaten Beiträgen eingeordnet: Solarpflicht ab 2027 gemäß § 106 GModG et Vom GEG zum GMG.

Verkehrssektor

Mit 187 Millionen Tonnen CO₂-Äquivalenten Überschreitung bis 2030 ist der Verkehr der hartnäckigste Bremsklotz. Hauptgrund ist die schleppende Elektrifizierung: Der projizierte Pkw-Bestand zählt 2030 nur rund sieben Millionen batterieelektrische Fahrzeuge – die gesetzliche Zielmarke lag bei 15 Millionen. Kurzfristige Lichtblicke wie der Zuwachs von knapp 78 Prozent bei den Neuzulassungen reiner E-Autos im Juni 2026 ändern daran wenig, solange E-Autos nur gut vier Prozent des Gesamtbestands ausmachen.

Industrie

Die Emissionen sanken 2025 um 5 %, vor allem wegen Produktionsrückgängen in der Eisen- und Stahlbranche. UBA-Präsident Dirk Messner ordnete dies gegenüber dem Handelsblatt selbst ein: Der Rückgang sei überwiegend der schwachen Wirtschaftsleistung geschuldet, nicht einer echten Umstellung auf emissionsarme Produktion.

Secteur de l'énergie

Trotz eines Anteils erneuerbarer Energien am Stromverbrauch von mittlerweile fast 60 % verursachte die Stromerzeugung 2025 noch immer 167 Millionen Tonnen Treibhausgase – bedingt durch verstärkten Kohleeinsatz, einen niedrigeren Emissionshandelspreis und verzögerten Offshore-Windausbau. Kohle- und Erdgaskraftwerke stellten 2025 zusammen 38 % des Stromverbrauchs. Dieser Anteil dürfte dank des jüngste verabschiedeten StromVKG im Rahmen des Paquets réseau sogar noch steigen.

Landwirtschaft & Abfallwirtschaft

Diese beiden Sektoren unterschreiten ihre Budgets dagegen bereits heute – ein Hinweis darauf, dass punktuelle Fortschritte möglich sind, wenn die Instrumente greifen.

Was die Kostenschätzung tatsächlich bedeutet

Hier lohnt eine begriffliche Präzisierung, die in der öffentlichen Debatte häufig verrutscht: Es handelt sich pas um eine Strafzahlung und pas um den Zukauf von EU-ETS-1-Zertifikaten, wie sie Industrie und Energiewirtschaft im europäischen Emissionshandel erwerben.

Die 255 Millionen Tonnen beziehen sich auf die Effort Sharing Regulation (ESR) – jenen Teil der EU-Klimaschutzverordnung, der genau die Sektoren abdeckt, die bisher pas im EU-Emissionshandel erfasst sind: Verkehr, Gebäude, Landwirtschaft sowie kleinere Industrie- und Energieanlagen. Überschreitet ein Mitgliedstaat sein jährliches ESR-Budget, muss er überschüssige Emissionsrechte – sogenannte Annual Emission Allocations (AEA) – von Staaten zukaufen, die ihr eigenes Budget unterschreiten. Das ist ein Ausgleichsmechanismus innerhalb der EU-Lastenteilung, keine Sanktion im eigentlichen Sinne.

Da es für AEA selbst keinen liquiden, öffentlich einsehbaren Marktpreis gibt, orientieren sich Kostenschätzungen behelfsmäßig am Preispfad des EU-Emissionshandels (ETS 1). Laut Handelsblatt Research Institute dürfte eine Tonne Treibhausgas dort 2030 zwischen 60 und 150 Euro kosten. Auf dieser Basis ergibt sich für den Ausgleich der deutschen ESR-Lücke folgende Kostenspanne:

Quelle: Umweltbundesamt, Handelsblatt Research Institute

Die Differenz zur Vorjahresschätzung zeigt: Die Lücke wächst schneller, als die bisherigen Annahmen vorsahen – ein Signal, dass ohne zusätzliche Maßnahmen die Zusatzkosten weiter steigen dürften. Eine ausführliche Einordnung der verschiedenen CO₂-Bepreisungssysteme – ETS 1, ETS 2 und ESR im Vergleich – haben wir in unserem Grundlagenartikel zur CO₂-Bepreisung zusammengefasst.

Politische Reaktion: Klimaschutzprogramm 2026 & offene Baustellen

Die Bundesregierung hat auf die Zielverfehlung mit dem Klimaschutzprogramm 2026 reagiert, das am 25. März 2026 vom Kabinett beschlossen wurde. Es enthält unter anderem zusätzliche Maßnahmen wie CCS-Nachrüstungen für Müllverbrennungsanlagen und den Ausbau von Wasserstoffkraftwerken.

Der unabhängige Expertenrat für Klimafragen bewertet den bisherigen Handlungsbedarf der Bundesregierung angesichts der gestiegenen Zielverfehlung als weiter erhöht. Auch die Deutsche Umwelthilfe hält das Programm für unzureichend und verweist auf ein Urteil des Bundesverwaltungsgerichts vom Januar 2026, das die Bundesregierung bereits zur Nachbesserung verpflichtet hatte – eine weitere Klage wurde für den Fall angekündigt, dass die im Projektionsbericht ausgewiesenen Lücken nicht geschlossen werden.

Besonders unmittelbar wirkt sich die Unsicherheit rund um die Loi EEG 2027 aus. Das Gesetz muss zum 1. Januar 2027 in Kraft treten, weil die beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission für das bestehende EEG Ende 2026 ausläuft. Der Referentenentwurf befindet sich jedoch weiterhin in der Ressortabstimmung; ein ursprünglich für den Sommer 2026 anvisierter Kabinettsbeschluss wurde mehrfach verschoben. BEE-Präsidentin Ursula Heinen-Esser warnte für den Fall weiterer Verzögerungen vor einem “Fadenriss bei der Energiewende”. Dabei wächst der PV-Markt aktuell durchaus weiter: Der Bundesverband der deutschen Solarwirtschaft meldete für die vergangenen zwölf Monate ein Marktwachstum von neun Prozent gegenüber dem Vorjahr.

Der eigentliche Hebel: Sektorenkopplung statt reiner Erzeugungsausbau

Der Projektionsbericht 2026 macht einen strukturellen Punkt deutlich, der in der öffentlichen Debatte oft untergeht: Die Lücke entsteht nicht in erster Linie am Ausbau der erneuerbaren Erzeugung. Der ist mit knapp 60 Prozent Anteil am Stromverbrauch weit fortgeschritten. Sie entsteht dort, wo Elektrifizierung auf träge Infrastruktur trifft – im Gebäudebestand, in der Fahrzeugflotte, aber auch im Stromsystem selbst, das die wachsenden volatilen Lasten aus Wärmepumpen und E-Mobilität ohne ausreichende Flexibilität nicht systemdienlich integrieren kann.

Genau an dieser Schnittstelle setzen regulatorische Anforderungen wie das Notation ESG von Immobilien an, das Klimaziele zunehmend in verbindliche Bewertungskriterien übersetzt. Ob Deutschland seine Sektorbudgets künftig einhält, hängt damit zunehmend weniger von zusätzlichen Erzeugungskapazitäten ab als davon, wie schnell Stockage sur batterie, Energiemanagementsysteme und flexible Lasten in Gebäuden, Fuhrparks und der Industrie zusammenspielen.

Fazit: Was ist mit den Klimazielen Deutschlands bis 2030?

Das nationale Klimaziel 2030 bleibt laut Projektionsbericht 2026 rechnerisch erreichbar – der Puffer dafür ist jedoch auf ein Minimum geschrumpft. Die europäische ESR-Verpflichtung wird dagegen mit einer Lücke von 255 Millionen Tonnen CO₂-Äquivalenten deutlich verfehlt, was Deutschland absehbar Zusatzkosten im zweistelligen Milliardenbereich für den Zukauf von Emissionsrechten anderer Mitgliedstaaten bescheren dürfte. Die 2040- und 2045-Ziele werden schon jetzt verfehlt. Entscheidend für die kommenden Monate sind zwei Weichenstellungen: die konkrete Umsetzung des Klimaschutzprogramms 2026 in den Sektoren Gebäude und Verkehr sowie der weitere Fortgang der EEG-Novelle 2027, die über die Investitionssicherheit im einzigen bislang zielkonformen Sektor – der Energiewirtschaft – mitentscheidet.

Häufig gestellte Fragen zu den Klimazielen Deutschlands bis 2030

Quellen: Umweltbundesamt – Treibhausgas-Projektionen 2026; Öko-Institut; Handelsblatt Research Institute; Klimaschutzprogramm 2026 (Kabinettsbeschluss); Deutsche Umwelthilfe

Der Beitrag Klimaziele 2030: Deutschland verfehlt ESR-Vorgaben um 255 Mio. Tonnen CO₂ erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Die zentralen Ergebnisse im Überblick

Eine angenommene zusätzliche Flexibilitätsreserve von 20 GW Leistung und 80 GWh Kapazität durch Batteriespeicher hätte in 17 Monaten folgende Auswirkungen gehabt:

Gemäß den EEG-Vorgaben wäre ein jährlicher Zuwachs von ca. 8 GW an Leistung und 32 GWh an Kapazität notwendig, um den Flexibilitätsbedarf decken zu können, projizierte das Fraunhofer IEE in seiner Studie.

Warum die Studie wichtig ist: Fünf Symptome, eine Ursache

Die Studie ordnet aktuell fünf viel diskutierte Herausforderungen der Energiewende einer gemeinsamen Ursache zu:

• fehlende Flexibilität im Stromsystem
• Extreme Preisausschläge an der Börse
• zunehmende Abregelung von Wind- und Solaranlagen
• sinkende Marktwerte erneuerbarer Energien
• wachsende Finanzierungsrisiken durch § 51 EEG

Alle Symptome sind miteinander eng verknüpft. § 51 EEG sorgt dafür, dass Neuanlagen in Zeiten negativer Spotmarktpreise keine Förderung erhalten – inzwischen bereits ab jeder einzelnen negativen Viertelstunde. Je häufiger negative Preise auftreten, desto größer wird das Investitionsrisiko für neue Wind- und PV-Projekte.

Mehr Kurzfristflexibilität setzt genau an dieser Stelle an: Speicher nehmen Strom in Zeiten hoher Einspeisung und niedriger Preise auf und geben ihn zeitversetzt wieder ab, wenn die Nachfrage – und damit der Preis – höher ist. Das ist im Kern dieselbe Marktlogik, die auch der Ansatz des Empilements de revenus beim Einsatz von BESS im FTM-Betrieb nutzt.

Methodik der Fraunhofer-IEE-Speicherstudie kurz erklärt

Für die Analyse wurde das europäische Strommarktmodell SCOPE-EM des Fraunhofer IEE eingesetzt, das bereits im Rahmen des Agorameter-Projekts umfangreich validiert wurde. Das Modell bildete den Zeitraum Anfang 2025 bis Ende Mai 2026 stündlich ab und erreichte dabei laut Studie eine hohe Übereinstimmung mit realen Marktdaten – etwa 97 % des tatsächlichen Day-Ahead-Preisniveaus sowie eine nahezu deckungsgleiche Anzahl negativer Preisstunden (845 simulierte gegenüber 819 real aufgetretenen Stunden). Untersucht wurden verschiedene Speicherszenarien zwischen 10 GW/2h und 40 GW/8h, wobei der Zubau ausschließlich in Deutschland modelliert wurde – eine bewusst konservative Annahme, da zusätzliche Flexibilität auch im Ausland erschlossen werden kann.

Was das für Speicherbetreiber und Projektentwickler bedeutet

Für die Speicherbranche liefert die Fraunhofer-IEE-Studie eine bemerkenswerte Einordnung. Demnach entspricht der ermittelte Sweet Spot von 20 GW zusätzlicher Speicherleistung weniger als 3 % der aktuell bei den Netzbetreibern vorliegenden Netzzugangsanfragen für Stromspeicher. Diese liegen zum Zeitpunkt der Veröffentlichung der Studie im dreistelligen Gigawatt-Bereich. Zeitgleich sind in Deutschland rund 19 GW an stationärer Batteriespeicherleistung – inklusive PV-Heimspeichern – tatsächlich in Betrieb. Der Markt an Projekten ist also bereits vorhanden; es fehlt an der Realisierungsgeschwindigkeit.

Interessant für Projektentwickler ist zudem, dass die Studie zwischen zwei Wirkungslogiken unterscheidet: Bei geringerer Speicherkapazität (bis 20 GW/4h) dominiert der preisglättende Effekt zugunsten der Stromkunden, weil vor allem Preisspitzen gekappt werden. Bei höherer Kapazität – der Sweet Spot für die Förderkostenreduktion liegt bei rund 30 GW/6h – gewinnt zunehmend die Anhebung der Niedrigpreisphasen an Bedeutung. Das ist zwar besonders für die Marktwertsteigerung erneuerbarer Energien relevant, steigert aber den Nutzen für Endkunden nicht mehr proportional. Für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von FTM-Speicherprojekten mit Fokus auf den Négociation du jour au lendemain ou Trading intraday ist das ein relevanter Hinweis für die Bedeutung ausreichender Speicherdauer.

Politische Forderungen des BEE

BEE-Präsidentin Ursula Heinen-Esser ordnete die Ergebnisse der Fraunhofer-Speicherstudie mit den Worten ein: Speicher seien “ein Sparprogramm für Stromkunden und den Bundeshaushalt”. Die Politik müsse den Ausbau von Speichern und Flexibilität nun schneller ermöglichen. Konkret fordert der Verband:

• eine Beschleunigung und Standardisierung von Netzanschlussverfahren für Batteriespeicher
• die regulatorische Ermöglichung des Multi-Use-Betriebs von Batteriespeichern
• die konsequente Nutzung von Speichern bei Redispatch-Maßnahmen statt der Abregelung erneuerbarer Energien
• eine Vereinfachung des Anschlusses von Batteriespeichern an bestehenden Netzanschlüssen von Erzeugungsanlagen sowie Gewerbe- und Industrieunternehmen

Ausblick: Jährlicher Flexibilitätsbedarf von 8 GW

Der identifizierte Wert von 20 GW ist laut Studie kein langfristiges Ausbauziel, sondern beschreibt den akuten Nachholbedarf für den bereits erreichten Stand des EE-Ausbaus. Da die Bundesregierung weiterhin einen jährlichen Zubau von rund 20 GW Photovoltaik et 15 GW Windenergie anstrebt, wächst der Flexibilitätsbedarf kontinuierlich mit. Eine vereinfachte Extrapolation der Fraunhofer-Analyse beziffert diesen zusätzlichen jährlichen Speicherbedarf à environ 8 GW beziehungsweise 32 GWh Speicherkapazität – deutlich mehr, als aktuell installiert wird. In 2025 wurden laut Studie lediglich rund 4 GW und 7 GWh neu zugebaut. Ein ergänzendes Sonderszenario der Studie zeigt zudem, dass EE-Ausbau und Flexibilitätsausbau künftig zwingend gemeinsam geplant werden müssen, da ein geringerer Erneuerbaren-Zubau auch eine kleinere Flexibilitätslücke bedeutet hätte.

Conclusion

Die Fraunhofer-Studie liefert erstmals eine belastbare, modellbasierte Rückrechnung darüber, welchen konkreten volkswirtschaftlichen Nutzen zusätzliche Kurzfristflexibilität im deutschen Stromsystem bereits heute hätte – und macht damit deutlich, dass der Speicherausbau nicht nur ein Randthema, sondern eine zentrale Voraussetzung für eine kosteneffiziente Energiewende ist. Für Projektentwickler und Betreiber von Batteriespeichern bestätigt die Studie den wirtschaftlichen Grundgedanken hinter FTM-Anwendungen wie Arbitrage und Marktwertsteigerung – und liefert zugleich politisches Gewicht für die Forderung nach schnelleren Netzanschlussverfahren.

FAQ zur Fraunhofer-IEE-Speicherstudie 2026

Der Beitrag Fraunhofer-Studie: Batteriespeicher könnten Stromsystem um 3,9 Mrd. Euro pro Jahr entlasten erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Rekordpreise auf den Viertelstundenmärkten

Sur le site 23. Juni 2026 erreichten die Intraday-Strompreise in mehreren europäischen Ländern historische Höchststände. Der volumengewichteten Viertelstunden-Durchschnittspreis (VWAP) lag bei folgenden Viertelstundenspitzen:

Die stärksten Preisspitzen traten am Abend auf – genau dann, wenn die Solarstromerzeugung nach Sonnenuntergang wegbricht, die Temperaturen und damit der Kühlbedarf jedoch hoch bleiben. In Deutschland stieg die Residuallast – also der Teil der Stromnachfrage, der nicht durch Wind- und Solarenergie gedeckt wird – auf 51,5 Gigawatt. Das entspricht einem Überschuss von rund 10,4 GW gegenüber dem saisonalen Normalwert.

(⚡Charge résiduelle: Das ist die Stromnachfrage abzüglich der Einspeisung aus Wind und Solar. Je höher die Residuallast, desto mehr konventionelle Kraftwerke müssen einspringen – und desto teurer wird der Strom.)

Viele Effekte: Warum Extremhitze das Stromsystem trifft

Die aktuelle Krise ist kein Einzelphänomen – sie ist das Ergebnis aus mehreren gleichzeitig wirkenden Effekten:

Was diese Situation besonders heikel macht: Alle Effekte wirken gleichzeitig und verstärken sich gegenseitig. Hoher Bedarf trifft auf eingeschränktes Angebot aus nahezu allen Quellen – ein systemisches Risiko, das bei klassischer zentraler Versorgung schwer abzupuffern ist.

Das Nuklear-Problem: Wenn Kühlung fehlt

Kernkraftwerke benötigen große Mengen Kühlwasser. Diese können während einer Hitzewelle bei ausgetrockneten Flüssen fehlen, so dass ein kompletter Stillstand droht. Aber selbst bei niedrigem Wasserstand steigt die Wassertemperatur in fließenden Gewässern derart, dass das Einleiten des zusätzlich aufgeheizten Kühlwassers die Flusstemperatur über regulatorisch festgelegte Grenzwerte treiben würde. Umweltschutz und Versorgungssicherheit geraten in Konflikt.

Der staatliche französische Stromkonzern EDF hat daraufhin konkrete Maßnahmen eingeleitet:

• Le site Kernkraftwerk Golfech an der Garonne wurde in der Nacht zum 23. Juni heruntergefahren.
• Für das ebenfalls an der Garonne gelegene Kraftwerk Blayais wurden Einschränkungen angekündigt.
• Gleiches gilt für die Rhône-Kraftwerke Bugey et Saint-Alban.

EDF betont, dass die jährlichen Produktionsausfälle durch Hitzedrosselungen im Schnitt seit dem Jahr 2000 bei nur 0,3 % lagen. Doch das Unternehmen räumt selbst ein: Wenn Hitzeereignisse häufiger und intensiver werden, könnten die Auswirkungen signifikant steigen. Klimawissenschaftler bestätigen diese Einschätzung – eine Analyse von World Weather Attribution zeigt, dass der aktuelle Hitzeevent durch den Klimawandel um bis zu 4 Grad Celsius heißer ausgefallen sein dürfte als in einer Welt ohne menschengemachte Erwärmung.

Frankreich musste bereits in den den Hitzesommern 2003, 2006, 2018 et 2019 temporäre Drosselungen oder Abschaltungen seiner Atommeiler vornehmen. Auch in 2022 führten extreme Dürre und langanhaltende Hitze dazu, dass die Flüsse (wie die Rhône und die Garonne) historisch wenig und zudem sehr warmes Wasser führten. Nur durch massive Stromzukäufe aus den Nachbarstaaten konnte die Stromversorgung aufrechterhalten werden.

Seitdem sind Kühlwasser-Grenzwerte in Frankreich durch regulatorische Vorgaben gedeckelt. Überschreitet die Einleittemperatur den zulässigen Wert, muss das Kraftwerk drosseln oder abschalten – unabhängig vom Versorgungsbedarf.

Die Solarparadoxie: Viel Sonne, weniger Strom

Intuitiv erscheint es seltsam: Bei maximaler Sonneneinstrahlung sollte Photovoltaik auf Hochtouren laufen. Tatsächlich aber sinkt der Wirkungsgrad von Silizium-Solarzellen mit steigender Temperatur. Hintergrund ist der physikalische Zusammenhang zwischen Zellentemperatur und dem sogenannten Temperaturkoeffizienten:

• Kristalline Siliziumzellen verlieren pro Grad Celsius Temperaturerhöhung über den Standardtestbedingungen (25 °C) rund 0,35 bis 0,45 % ihrer Leistung.
• Bei einem Modultemperatur von 70 °C – in der Praxis an einem Hochsommertag durchaus realistisch – kann das einen Wirkungsgradverlust von bis zu 20 % bedeuten.
• Montel bestätigt: Trotz intensiver Sonneneinstrahlung hat die Effizienz der PV-Anlagen am 23. Juni aufgrund der hohen Modultemperaturen abgenommen.

Hinzu kommt, dass die Solareinspeisung am Abend – genau zur Hochlastzeit – rapide abfällt. Die Deckungslücke zwischen sinkendem Solarangebot und gleichbleibendem Kühlbedarf schließen heute noch teurere konventionelle Kraftwerke.

Ausblick: Die Lage bleibt angespannt

Der schwedische Wetterdienst SMHI prognostiziert, dass die Hitzewelle in Zentral- und Westeuropa bis in die ersten Julitage anhalten wird. Damit ist kurzfristig keine Entspannung auf den europäischen Strommärkten zu erwarten. Mehrere strukturelle Fragen stellen sich:

• Wie oft und wie intensiv werden solche Hitzeereignisse in Zukunft auftreten?
• Wie belastbar sind europäische Stromnetze, wenn alle Versorgungsquellen gleichzeitig unter Stress stehen?
• Welche Rolle können dezentrale, hitzeunabhängige Lösungen spielen, um die Systemresilienz zu erhöhen?

Die aktuelle Situation zeigt eindrücklich: Ein Energiesystem, das in Stresssituationen auf mehrere unzuverlässige Quellen gleichzeitig angewiesen ist, braucht dringend ergänzende Flexibilitätslösungen – auf der Angebots- wie auf der Nachfrageseite.

Batteriespeicher in der Hitzewelle: Chancen und Grenzen

Stockage sur batterie (BESS) reagieren auf Abruf – unabhängig von Wind, Wasserstand oder Wolkendecke. Das macht sie in Versorgungskrisen wie der aktuellen Hitzewelle zu einem der wenigen wirklich flexiblen Instrumente im Stromsystem. Dennoch wäre es unvollständig, BESS als vollständig hitzeunabhängig darzustellen.

Kühlung als Systembedingung

Lithium-Eisenphosphat-Zellen (LFP), die heute in stationären Großspeichern Standard sind, arbeiten optimal bei Temperaturen um 20 bis 25 °C. Container-BESS sind daher serienmäßig mit aktiver Klimatisierung ausgestattet. Bei anhaltender Extremhitze steigt der Eigenverbrauch dieser Kühlsysteme – und damit sinkt die Netto-Systemeffizienz. Darüber hinaus aktivieren Batteriemanagementsysteme (BMS) bei zu hohen Zellentemperaturen Schutzfunktionen, die Lade- und Entladeleistung begrenzen können. Kurzum: BESS brauchen zwar kein Flusswasser, aber sie brauchen Kühlung – und diese muss bei der Anlagenplanung für Extremwetterszenarien ausgelegt sein.

Arbitrage: Das stärkste Argument

Trotzdem sind netzgekoppelte FTM-Batteriespeicher in Situationen wie am 23. Juni 2026 ihr Geld wert. Ein Großspeicher, der morgens bei niedrigen Preisen lädt und abends in der Hochlastphase entlädt, realisiert bei Preisspitzen von 747 bis über 1.000 EUR/MWh Spreads, die alle Betriebskosten inklusive Kühlungsenergie um ein Vielfaches übersteigen. Genau für solche Situationen greifen die Geschäftsmodelle Négociation du jour au lendemain et Trading intraday mit BESSS.

Regelenergie und Netzstabilität

FTM-BESS erbringen darüber hinaus systemkritische Dienste: Primärregelleistung (PRL) und Sekundärregelleistung (SRL) können von Batteriespeichern sekundenschnell bereitgestellt werden – eine Fähigkeit, die thermische Kraftwerke in dieser Reaktionsgeschwindigkeit nicht besitzen. In Stresssituationen, in denen mehrere Großkraftwerke gleichzeitig drosseln, ist diese Fähigkeit zur Frequenzstabilisierung durch die Bereitstellung von Énergie de réglage pas nur wirtschaftlich wertvoll, sondern systemrelevant.

FAQ: Häufige Fragen zur Hitzewelle und zum Strommarkt

Sources

• Montel / pv magazine Deutschland: „Hitzewelle treibt europäische Strompreise auf Rekordniveau“, 23. Juni 2026
• Keystone-SDA / Nau.ch: „Atomkraftwerk in Frankreich wegen Hitzewelle gedrosselt“, 23. Juni 2026
• SMHI (Schwedischer Wetterdienst): Hitzewellen-Prognose Zentral- und Westeuropa, Juni 2026
• World Weather Attribution: Klimawandel-Analyse zur Hitzewelle Westeuropa 2026

Der Beitrag Wenn Hitze das Netz in die Knie zwingt: Hitzewelle 2026 und ihre Folgen für den europäischen Strommarkt erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Der Netzanschluss-Stau: Zahlen, die alarmieren

Deutschlands Energiewende braucht Batteriespeicher – und zwar dringend. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) beziffert den tatsächlichen Bedarf auf rund 80 GW installierte BESS-Leistung in Deutschland. Im Marktstammdatenregister sind aktuell jedoch nur rund 2,4 GW am Netz.

Zwischen Bedarf und Realität klafft eine gewaltige Lücke – und die Ursache liegt auch im Netzanschlussprozess:

• 9.710 Anträge warten laut BNetzA-Monitoring auf eine Genehmigung (ab Mittelspannung aufwärts)
• Dahinter stehen 400 GW BESS-Leistung respectivement 661 GWh geplante Kapazität
• BDEW und die Deutsche Energie-Agentur schätzen sogar 500–700 GW an wartenden Anschlussbegehren
• Bisher genehmigt: lediglich 25 GW avec 46 GWh

Warum so viele Anträge? Das bisherige Windhundprinzip – „first come, first served” – verleitet zu Mehrfach- und Vorratsanfragen. Projektierer sichern sich Plätze, ohne reale Umsetzungsabsicht zu belegen. Das Ergebnis: Aussichtslose Anträge blockieren echte Projekte – eine Goldgräberstimmung auf Kosten der Energiewende.

Das alte System: KraftNAV & das Windhundprinzip

Bis Ende 2025 regelte die Kraftwerks-Netzanschlussverordnung (KraftNAV) den Zugang zum Übertragungsnetz nach dem Datum der Antragsstellung. Wer früher fragte, kam früher dran – unabhängig davon, wie weit das Projekt tatsächlich fortgeschritten war.

Avec la Anpassung der KraftNAV am 24. Dezember 2025 wurde klargestellt, dass dieses Verfahren für Batteriespeicher nicht weiter gilt:

Für BESS-Projekte gilt damit seit dem 1. April 2026 das neue Reifegradverfahren der vier Opérateur de réseau de transport (ÜNB): 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW. Damit konnten sie den Prozess sogar noch schneller einführen, als das Réseau 2026 von Katharina Reiche vorsah.

Das Reifegradverfahren: „First ready, first served”

Grundprinzip

Das Reifegradverfahren ersetzt die Priorisierung nach Antragsdatum durch eine Priorisierung nach Projektreife. Nur wer nachweist, dass sein Projekt real und umsetzungsbereit ist, erhält einen vorderen Platz in der Bearbeitungsreihenfolge. Das Ziel: die knappen Netzanschlusskapazitäten an die Projekte mit der höchsten Realisierungswahrscheinlichkeit vergeben.

Die drei Phasen im Überblick

Phase 1 – Informations- und Antragsphase (3 Monate)

Die ÜNBs veröffentlichen verfügbare Netzanschlusskapazitäten nach Übertragungsleistung und technischen Anschlussmöglichkeiten. In dieser Phase können Petenten offene Fragen klären und ihre Unterlagen vorab auf Vollständigkeit prüfen lassen. Am Ende steht ein verbindlicher Stichtag für Antragseinreichungen – verbunden mit einer Anschlusspauschale von 50.000 Euro.

Phase 2 – Clusterstudie mit reifegradbasierter Bewertung

Nach dem Stichtag prüfen die ÜNBs alle eingegangenen Anträge und bewerten die Projektreife anhand von vier gleich gewichteten Kategorien (je 25 %):

1. Flächensicherung & Genehmigungsstand – z. B. abgeschlossener Pacht- oder Kaufvertrag, vorliegender BImSchG-Bescheid
2. Technisches Konzept – belastbare Planung, Systemdimensionierung
3. Leistungsfähigkeit des Petenten – Finanzierbarkeit, Realisierungskompetenz
4. Netz- & Systemnutzen – Beitrag zur Netzstabilität und Versorgungssicherheit

Innerhalb jeder Kategorie gibt es Minimum requis (K.-o.-Kriterien) sowie Zusatzpunkte für fortgeschrittene Meilensteine. Beispiel: Ein beurkundeter Kaufvertrag erzielt mehr Punkte als eine bloße Reservierungsvereinbarung.

Projekte, die die Mindestanforderungen erfüllen, werden nach Punktzahl in eine Prioritätenliste aufgenommen. Beginnend mit den bestbewerteten Projekten prüfen die ÜNB dann, welche Anschlüsse technisch und systemisch möglich sind. Abschließend erfolgt eine Systemstudie, die Wechselwirkungen zwischen Projekten und die Gesamtbelastung des Übertragungsnetzes bewertet.

Phase 3 – Ergebnismitteilung & Netzanschlussvereinbarung

Projekte, die einen Netzanschluss erhalten, treten in den formellen Vertragsabschluss mit dem jeweiligen ÜNB ein. Abgelehnte Projekte werden nicht weiter bearbeitet – und können sich bei künftigen Verfahren erneut bewerben.

Was das Verfahren (noch) nicht löst: Kritik und offene Fragen

Das Reifegradverfahren ist ein wichtiger Schritt – aber noch kein Allheilmittel. Der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) benennt wesentliche Kritikpunkte:

• Le site Bundesnetzagentur hat das Verfahren noch nicht abschließend geprüft – weitere Anpassungen im laufenden Betrieb sind möglich
• Stockage sur batterie konkurrieren weiterhin mit reinen Verbrauchsanlagen (z. B. Rechenzentren), obwohl ihre Systemrolle eine andere ist
• Das Verfahren gilt bisher nur für das Übertragungsnetz – für Verteilnetzbetreiber (Mittel- und Hochspannung) fehlt ein vergleichbarer Rahmen
• Le site Agence fédérale des réseaux überwacht das Verfahren, hat aber (noch) keine standardisierte Aufsichtsroutine etabliert

Was bedeutet das Reifegradverfahren für BESS-Projektentwicklung?

Für Projektentwickler, Investoren und Industrieunternehmen mit eigenem Speicherprojekt verschiebt das Reifegradverfahren die Erfolgskriterien grundlegend:

Früher entschied: Wer zuerst fragt, ist vorne. Heute entscheidet: Wer am reifsten plant, kommt durch.

Das bedeutet konkret:

• Flächensicherung vor Antragstellung – ein beurkundeter Kauf- oder Pachtvertrag ist kein „Nice-to-have”, sondern Punktesammler
• Technische Konzeption muss substanziell sein – oberflächliche Planungen reichen nicht aus, um Mindestanforderungen zu erfüllen
• Finanzierungsnachweise und Projektkompetenz sollten frühzeitig dokumentiert werden
• 50.000 Euro Anschlusspauschale sind einzuplanen – eine Vorabprüfung der Antragsunterlagen durch die ÜNBs ist dringend zu empfehlen

Häufige Fragen zum Reifegradverfahren

Quellen: Bundesnetzagentur (BNetzA) Monitoring-Erhebung; BDEW; Deutsche Energie-Agentur; Marktstammdatenregister (MaStR); Netztransparenz.de; KraftNAV (Stand: Dezember 2025); § 17 Abs. 1 EnWG.

Stand: Juni 2026 – Angaben ohne Gewähr, da das Verfahren sich noch in der Entwicklung befindet.

Der Beitrag Reifegradverfahren: Was ändert sich bei BESS-Projekten? erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

In einer Nachtsitzung haben sich Unterhändler des EU-Parlaments und der Mitgliedstaaten am Abend des 12. Juni 2026 auf überarbeitete Regeln für die Marktstabilitätsreserve des neuen CO₂-Emissionshandels ETS2 verständigt. Das Ziel: extreme Preissprünge bei Heizkosten und Kraftstoffen abfedern, bevor das System 2028 vollständig in Kraft tritt.

Das ETS2 ist unabhängig vom bestehenden Emissionshandel für Industrie und Kraftwerke. Es verpflichtet Brenn- und Kraftstoffanbieter ab 2028 zum Kauf von Verschmutzungsrechten – mit direkten Auswirkungen auf die Energiekosten privater Haushalte, Pendler und kleine Unternehmen.

Die wichtigsten Änderungen im Überblick

Verdopplung der Zertifikat-Freigabe ab 45 Euro

Der Kernpunkt der Einigung: Übersteigt der CO₂-Preis die Schwelle von 45 Euro pro Tonne, können künftig bis zu 40 Millionen Zertifikate de la Réserve de stabilité du marché freigegeben werden – bisher waren es lediglich 20 Millionen. Da dieser Mechanismus zweimal jährlich greift, stehen pro Jahr maximal 80 Millionen zusätzliche Einheiten bereit.

Frühere, schrittweise Freigabe

Die Schwelle für eine graduelle Freigabe wurde außerdem gesenkt: Sie greift bereits, wenn weniger als 260 Millionen Zertifikate im Umlauf sind – bisher lag der Wert bei 210 Millionen. Damit sollen plötzliche Marktreaktionen im Zusammenhang mit einzelnen Schwellenwerten verhindert werden.

Marktstabilitätsreserve bleibt dauerhaft bestehen

Ursprünglich sollte die Marktstabilitätsreserve Ende 2030 auslaufen – just zu dem Zeitpunkt, an dem ETS2 vollständig anlaufen soll. Nun bleibt sie dauerhaft bestehen. Rund 600 Millionen Zertifikate stehen damit langfristig als Steuerungsinstrument bereit.

Hintergrund: Warum jetzt verschärfte Preiskontrollen bei ETS2?

Die Anpassungen sind eine direkte Antwort auf Bedenken aus 19 EU-Mitgliedstaaten, darunter Frankreich, Polen und Tschechien. Diese Länder warnten davor, dass steigende Heiz- und Spritkosten den politischen Widerstand gegen die Klimapolitik anfachen könnten.

Eine aktuelle Studie aus dem Jahr 2026 verdeutlicht das Risiko: Bei einem CO₂-Preis von 57,50 Euro könnten die Lebenshaltungskosten ohne begleitende Effizienzmaßnahmen im Schnitt um rund 1,18 Prozent steigen.

Was bedeutet das für Deutschland?

Le site EU hatte den für 2027 geplanten Start des EU ETS2 um ein Jahr verschoben. Demnach löst das europäische Zertifikat-Handelssystem ab 2028 den nationalen deutschen CO₂-Preis ab. Aktuell liegt dieser zwischen 55 und 65 Euro pro Tonne – und damit bereits über der neuen ETS2-Eingriffsschwelle von 45 Euro.

CDU-Europaabgeordneter Peter Liese rechnet für die Anfangsphase des ETS2 mit Preisen zwischen 45 und 50 Euro – also unterhalb des aktuellen deutschen Niveaus. Zum Vergleich: Bei 60 Euro CO₂-Preis entspricht das rund 17 Cent pro Liter Benzin und 19 Cent pro Liter Diesel.

Ein unabhängiger Expertenrat warnt jedoch: Ohne weitere politische Maßnahmen könnte Deutschland sein Emissionsbudget bis 2030 um 60 bis 100 Millionen Tonnen überschreiten.

Einnahmen aus ETS2 sollen Verbraucher entlasten

Die Einnahmen aus den ETS2-Auktionen sind zweckgebunden: Sie sollen Verbraucher bei Energierechnungen, dem Kauf von Elektroautos und energetischen Haussanierungen unterstützen. Über den Sozialklimafonds sollen insbesondere einkommensschwächere Haushalte bei der Dekarbonisierung gezielt gefördert werden.

Investoren & Klimaschützer fordern Verlässlichkeit

Während die Politik auf soziale Stabilität setzt, mahnen Finanzakteure zur Standhaftigkeit. 46 institutionelle Investoren – darunter die Allianz SE und L&G Asset Management – verwalten zusammen rund 12 Billionen Euro und fordern ein robustes System mit klaren, transparenten Regeln für Planungssicherheit.

Zivilgesellschaftliche Organisationen wie Carbon Market Watch hingegen warnen vor einer weiteren Abschwächung: Das ETS2 sei bereits um ein Jahr verschoben worden; eine ambitionierte und zeitnahe Umsetzung sei zwingend notwendig.

Wie geht es mit dem ETS2 & der Marktstabilitätsreserve weiter?

Die Einigung ist zunächst vorläufig. EU-Parlament und Rat müssen ihr noch formal zustimmen, anschließend folgen rechtlich-sprachliche Prüfungen. EU-Beamte gehen davon aus, dass die geänderte Reserve rechtzeitig vor dem vollständigen Inkrafttreten von ETS2 im Jahr 2028 vorliegen wird.

Parallel dazu prüft die EU-Kommission das ETS2 derzeit grundlegend. Ein konkreter Revisionsvorschlag wird für Mitte Juli 2026 erwartet. Zur Debatte stehen unter anderem die Kopplung kostenloser Zertifikate an Investitionszusagen sowie eine mögliche Ausweitung auf internationale Flüge.

Der Beitrag EU verschärft Preiskontrollen für neuen CO₂-Markt ETS2 – Was sich ab 2028 ändert erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Was die EU-Entscheidung bedeutet

Bislang galt die gleichzeitige Inanspruchnahme beider Instrumente als beihilferechtlich ausgeschlossen. Die EU-Kommission hat diese Einschränkung nun aufgehoben – befristet für das Jahr 2026. Die Begründung: Die außergewöhnlich hohen Energiepreise, verschärft durch die geopolitische Krise in der Golfregion, erfordern eine adaptive Beihilfepolitik. Reiche fasste die Brüsseler Argumentation so zusammen: Die Kommission sei der deutschen Position gefolgt, dass dieser Schritt angesichts der aktuellen Energiekrise notwendig sei.

Für die betroffenen Unternehmen bedeutet das: Beide Entlastungswege greifen für 2026 parallel – ohne dass sie sich zwischen den Instrumenten entscheiden müssen. Die Förderwirkung addiert sich, die Planungssicherheit steigt.

Wer profitiert von der Kumulierung Industriestrompreis & SPK?

Die Entscheidung zielt auf energieintensive Grundstoffindustrien, deren Kostenstruktur besonders stark vom Strompreis abhängt:

• Stahlindustrie – ohnehin unter Druck durch neue EU-Schutzmaßnahmen, darunter Außerkontingent-Zölle von bis zu 50 Prozent ab Herbst 2026
• Chemieindustrie – hohe Strombezugsmengen, globale Wettbewerbsexposition
• Industrie du papier et de la pâte à papier – energieintensive Prozesse mit wenig Substitutionsspielraum

Für alle drei Sektoren verbessert die Kumulierung die Wirtschaftlichkeit von Produktionsschritten unmittelbar – sofern die Umsetzung reibungslos erfolgt.

Was bedeutet es, den Industriestrompreis & Strompreiskompensation zu kombinieren?

Die gute Nachricht: Beide Instrumente lassen sich kombinieren. Die komplexere Nachricht: Die korrekte Nutzung erfordert saubere Dokumentation. Unternehmen müssen nachweisen, dass beide Förderlogiken nicht doppelt auf denselben Kostenbestandteil abzielen. Konkret bedeutet das:

• Klare Abgrenzung der CO₂-bezogenen Entlastung (SPK) von der Strombezugssubvention (Industriestrompreis) auf Abrechnungsebene
• Revisionssichere Datenbasis: Preisdatenfeeds, Strombezugsnachweise und Produktionskostenzuordnung müssen auditfähig aufbereitet sein
• Frühzeitige Abstimmung mit Beratern und Antragsverantwortlichen – Fristen für 2026 laufen bereits

Wer die Antragsberechtigung und die Nachweisanforderungen nicht frühzeitig klärt, riskiert, die erweiterten Spielräume nicht vollständig ausschöpfen zu können.

Die offene Frage: Finanzierung

Der Verhandlungserfolg hat seinen Preis. Reiche beziffert den zusätzlichen Haushaltsbedarf auf rund eine Milliarde Euro. Das Bundesfinanzministerium unter Lars Klingbeil (SPD) äußerte sich dazu bislang nicht öffentlich – die Finanzierungsfrage ist Teil der laufenden Haushaltsverhandlungen für 2027.

Klingbeil steht unter erheblichem Konsolidierungsdruck; zusätzliche Ausgaben sind politisch umstritten. Reiche kontert: Kürzungen bei der Industriestromförderung seien eine „Standortgefährdung” und würden Arbeitsplätze kosten. Anfang Juli soll der Haushaltsentwurf 2027 im Kabinett beschlossen werden – bis dahin bleibt die Finanzierungsfrage offen.

Einordnung: Mehr als ein Brüsseler Routinebeschluss

Die Entscheidung der EU-Kommission ist keine technische Fußnote. Sie signalisiert, dass Europa unter dem Druck hoher Energiepreise bereit ist, beihilferechtliche Restriktionen flexibel zu handhaben – wenn die geopolitische Begründung trägt. Für Deutschland ist das ein Präzedenzfall: Erstmals dürfen zwei bisher getrennten Förderinstrumente für denselben Verbrauch in der Produktion eingesetzt werden.

Das ist eine direkte Antwort auf einen strukturellen Standortnachteil: Energiepreise in Deutschland liegen seit Jahren über dem europäischen Durchschnitt. Die Kumulierungsmöglichkeit federt diesen Nachteil für 2026 ab – sie löst ihn strukturell nicht. Entscheidend wird sein, wie schnell die nationalen Umsetzungsregeln folgen und ob die Haushaltsmittel tatsächlich bereitgestellt werden.

Was jetzt zu tun ist

Unternehmen, die von der Kumulierung profitieren wollen, sollten jetzt handeln:

1. Antragsvoraussetzungen prüfen – Sind beide Instrumente für Ihren Betrieb grundsätzlich anwendbar? (→ Unsere Beiträge zur Strompreiskompensation und zum 5-ct-Industriestrompreis)
2. Datenpipelines und Abrechnungssysteme vorbereiten – Dokumentationspflichten sind umfangreich
3. Beratung einschalten – Die Kombination beider Förderlogiken erfordert juristisch und buchhalterisch präzise Abgrenzung
4. Haushaltsentwicklung verfolgen – Die Bereitstellung der Milliarde durch den Bund ist noch nicht gesichert

Der Beitrag EU genehmigt Kumulierung: Industriestrompreis & Strompreiskompensation für 2026 kombinierbar erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Le calendrier interne de l'Agence fédérale des réseaux prévoit, pour cet été, un premier projet de définition à publier pour consultation formelle. La fixation du cadre AgNes devrait être adoptée d'ici fin 2026. À partir de 2027, les préparatifs de mise en œuvre et les premiers règlements de suivi commenceront — notamment sur les tarifs des réseaux industriels, les tarifs de réseau dynamiques pour les stockages et l'évolution des réglementations du § 14a.

La dimension de la réforme est considérable : les coûts annuels du réseau s'élèvent actuellement à environ 37 milliards d'euros et, selon les estimations de l'Agence fédérale des réseaux, devraient atteindre environ 67 milliards d'euros d'ici 2035 et environ 79 milliards d'euros d'ici 2045. Elles représentent déjà aujourd'hui plus de 30 % du prix de l'électricité industrielle — un poste de coûts qu'il est désormais difficile d'ignorer.

Le nouveau modèle de base pour les gros consommateurs : prix de la capacité au lieu du prix de la puissance

Dans notre Rapport de mai 2026 nous avons déjà esquissé le nouveau modèle tarifaire pour les consommateurs mesurés à l'usage. L'état des lieux confirme cette évaluation. Pour les consommateurs dont la consommation annuelle dépasse 100 000 kWh — c'est-à-dire les clients commerciaux et industriels — il s'applique à partir de 2029 :

Capacité de commande (kW) × Prix de capacité (€/kW/an) + Prix de l'énergie AP1 (ct/kWh) + Prix de l'énergie AP2 (ct/kWh)

Jusqu'à présent Prix de performance, qui se base sur la charge maximale annuelle mesurée, disparaît. Il est remplacé par un Prix de capacité pour une prestation commandée ex ante. C'est un changement fondamental sur le plan conceptuel : ce n'est plus la charge de pointe réellement mesurée qui détermine le coût, mais la capacité que le consommateur a préalablement réservée lui-même.

Comment fonctionne la capacité de commande ?

Chaque année, les clients industriels peuvent, après la publication des grilles tarifaires de leurs gestionnaires de réseau, Capacité de commande en kW déterminer — au maximum à hauteur de la capacité de raccordement au réseau convenue contractuellement, et au minimum à 10 % de la charge annuelle maximale individuelle de l'année précédente. En l'absence de commande au 1er janvier, le gestionnaire de réseau détermine la capacité à partir des données de courbe de charge disponibles.

Pour les ensembles au sein de la capacité commandée est la moins chère AP1. Pour les quantités au-dessus la capacité commandée, la valeur nettement plus élevée AP2 — au moins le double, au maximum 3,5 fois celui de AP1. C'est le véritable signal de flexibilité : ceux qui consomment plus que ce qui a été commandé à court terme paient une prime sensible, mais peuvent néanmoins réagir — sans être durablement pénalisés par le prix de la puissance comme c'était le cas auparavant pour chaque nouveau pic de demande.

Les gestionnaires de réseau bénéficient ainsi d'une marge de manœuvre : entre 30 % et 60 % de leurs revenus, ils peuvent réaliser des prix du travail. Cette marge explique pourquoi les différences de tarifs de réseau régionaux persisteront à l'avenir.

Qu'est-ce qui change concrètement pour les gestionnaires d'énergie ?

Le passage du prix de puissance au prix de capacité modifie considérablement la logique d'optimisation. Jusqu'à présent, il était primordial d'éviter la demande de pointe à tout prix. Désormais, il s'agit de choisir intelligemment la capacité commandée et de l'exploiter de manière ciblée lorsque les prix spot sont avantageux. Pour les entreprises dont la demande est flexible – infrastructures de recharge, fours électriques, air comprimé, réfrigération, électrolyse – cela crée de nouvelles marges de manœuvre.

La nouvelle répartition des coûts déplace les structures existantes

Ceux qui ont bien écouté pendant l'événement savent que : outre le nouveau modèle de base, Réforme du partage des coûts entre les gestionnaires de réseaux une autre décision cruciale qui change le système. C'est ici que se déroule la redistribution décisive — et elle aura un impact plus important sur les tarifs du réseau pour les clients industriels que le modèle de base seul.

Le problème du statu quo

Aujourd'hui, la répartition des coûts est exclusivement basée sur les prélèvements effectivement mesurés par un réseau en aval auprès du niveau de réseau en amont. La logique est simple : celui qui prélève peu d'électricité du réseau supérieur paie peu de coûts de réseau en amont.

Ce principe entraîne une distorsion. Les réseaux de distribution à forte injection décentralisée — principalement par le photovoltaïque et l'éolien — ne présentent souvent plus que des charges résiduelles physiques faibles par rapport au niveau supérieur. Leurs coûts de réseau lissés diminuent en conséquence. Dans le même temps, ils continuent d'utiliser intensivement le système dans son ensemble : lors Les périodes sombres, pour lequel Redispatch, pour les services système, pour l'énergie perdue et pour le transport à haute puissance des énergies renouvelables.

L'Agence fédérale des réseaux a clairement nommé le résultat de cette méthodologie : Anomalies tarifaires. Les redevances de réseau dans les niveaux de réseau en aval sont souvent inférieures à celles des niveaux en amont aujourd'hui – une fausse incitation également lors du choix du point de raccordement au réseau.

La nouvelle clé : Consommation finale liée au réseau

À l'avenir, la répercussion des coûts ne sera plus basée sur les prélèvements mesurés au niveau en amont, mais sur ce que l'on appelle „consommation finale liée au réseau”. Celui-ci comprend toutes les consommations des consommateurs finaux au sein de votre propre niveau de réseau, ainsi que les consommations de tous les niveaux de réseau en aval jusqu'à la basse tension.

La logique s'en trouve fondamentalement modifiée : ce n'est plus la charge résiduelle locale par rapport au niveau supérieur qui décide, mais la consommation totale située derrière le réseau. La production décentralisée perd ainsi considérablement de son importance pour l'imputation des coûts. Un exploitant de réseau de distribution avec beaucoup d'injection photovoltaïque participera à l'avenir tout autant aux coûts du système amont qu'un exploitant sans.

Techniquement, la clé de lissage est basée sur les valeurs réelles de l'année précédente et s'adapte annuellement. En cas de modifications très significatives, une disposition de règlement d'exception est prévue.

La conséquence: des tarifs de réseau plus élevés en moyenne et basse tension

La présentation de la Bundesnetzagentur contient des simulations modélisées sur l'effet de ce changement de système. Le résultat est sans équivoque :

En dans Haute tension et le Transformation haute tension les coûts à la charge des consommateurs finaux diminuent d'environ 48 % à 53 % par rapport au statu quo. Les clients industriels directement raccordés aux réseaux à haute tension et qui ont aujourd'hui traditionnellement des soutirages importants du niveau amont bénéficient de la réforme.

En revanche, les parts de coûts augmentent principalement dans Réseaux de moyenne et basse tension — en partie considérablement. Les réseaux de distribution ruraux avec une forte pénétration des énergies renouvelables sont particulièrement touchés. Ces coûts plus élevés au niveau des exploitants de réseaux de distribution seront finalement répercutés via leurs tarifs — sous forme de prix de capacité et/ou d'énergie plus élevés. Pour les clients industriels du moyenne tension dans les régions à forte concentration d'énergies renouvelables, cela signifie : La réforme des tarifs de réseau coûtera plus cher, comme le suggère à lui seul le nouveau modèle de base.

L'Agence fédérale des réseaux accepte consciemment ce décalage. Elle considère que le favoritisme accordé jusqu'à présent aux réseaux forts en énergies renouvelables n'était pas techniquement et économiquement approprié.

Tarifs d'injection : Pour la première fois, les producteurs paient aussi

À partir de 1er janvier 2029 doivent pour la première fois introduire des tarifs de raccordement généraux. Jusqu'à présent, les installations de production sont exemptées du paiement des tarifs de réseau généraux — même si elles contribuent de manière significative aux coûts du réseau.

La redevance d'injection est basé sur la capacité, uniform au niveau fédéral et ne comporte pas de composante de prix de l'énergie. Les installations dont la puissance brute installée est supérieure à 30 kW. La hauteur est déterminée annuellement par les gestionnaires de réseau sur la base d'une moyenne mobile sur 5 ans. L'Agence fédérale des réseaux indique une fourchette de 4 à 7 €/kW/an — leur propre calcul d'exemple montre des valeurs glissantes entre 5,38 et 5,65 €/kW/an pour les années 2020 à 2026.

Les revenus sont intégralement reversés aux OTs et y sont pris en compte en déduction des coûts dans les tarifs de réseau de transmission uniformes à l'échelle nationale, soulageant ainsi indirectement tous les consommateurs. L'Agence fédérale des réseaux s'attend à ce que jusqu'à 2 milliards d'euros par an.

Installations existantes ainsi que les installations pour lesquelles une décision d'investissement finale (FID) a été prise avant l'entrée en vigueur du règlement AgNes et celles qui, au plus tard 4 août 2029 entrer en service, recevoir un protection du droit acquis de 20 ans.

Stockage : la protection de la confiance demeure — de nouvelles taxes arrivent

Le président de la BNetzA, Klaus Müller, a résumé le message central : „Nous accordons une plus grande importance à la protection de la confiance qu'à nos propositions précédentes.” Le site exonération légale des tarifs de réseau selon le § 118 al. 6 EnWG pour Stockage sur batterie reste, lorsque la FID avant l'entrée en vigueur de la décision AgNes touché et que le stockage au plus tard 4 août 2029 dans le réseau.

Pour les nouveaux dispositifs de stockage raccordés au réseau, à compter de la FID après l'entrée en vigueur de la détermination, il existe un prix modéré de la capacité — de manière analogue à la redevance d'injection, donc de l'ordre de 4 à 7 €/kW/an. Celle-ci s'applique une seule fois pour les deux sens et aucune rémunération de la consommation ne s'applique aux batteries. L'Agence fédérale des réseaux argumente que cette charge annuelle est très faible par rapport aux coûts d'investissement annualisés d'un BESS.

Des tarifs de réseau dynamiques pour le stockage au plus tôt 2030, si possible d'ici 2033. Dans sa conception appropriée, la BNetzA y voit plutôt une opportunité de revenus pour les exploitants de stockage que ne serait-ce qu'une charge — avec une utilisation conforme au réseau, des rémunérations allant jusqu'à 10 ct/kWh pourraient être perçues.

Tarifs du réseau industriel : période de transition jusqu'à fin 2031

Le privilège de la charge sur bande (§ 19 al. 2 StromNEV) – une remise controversée depuis des décennies pour les consommateurs en période de forte charge – sera pour les clients existants jusqu'à 31 décembre 2031 prolongé. La future conception des tarifs des réseaux industriels sera décidée début 2027 afin d'intégrer les enseignements des projets pilotes en cours jusqu'à fin 2026. L'utilisation atypique du réseau restera également transitoirement maintenue pour les grands consommateurs.

Pour les entreprises industrielles qui, aujourd'hui, continuent par de fortes remises Charge de la bande ou le utilisation atypique du réseau profiter, cela signifie : la période de transition est certes sécurisée, mais il est maintenant temps de se préparer pour 2031.

Le BEE évalue ce prolongement comme „revers important” et „mesure de prolongation de la vie pour une relique du siècle dernier”. La critique est compréhensible : dans un système qui mise de plus en plus sur la flexibilité, le maintien d'un privilège de charge de bande envoie le mauvais signal.

Notre évaluation du rapport d'étape d'AgNes

Le résumé de l'Agence fédérale des réseaux est plus clair sur de nombreux points que prévu — et il confirme la direction que nous avons esquissée dans notre. Le nouveau modèle de base avec capacité de commande et prix du travail divisé en deux arrive. La libération des installations de stockage existantes est maintenue. La redevance d'injection arrive, plus modérée que redouté initialement.

Le levier sous-estimé est cependant le report des coûts. Elle modifie la base sur laquelle tous les tarifs de réseau sont calculés. Les clients industriels raccordés à un réseau de moyenne tension dans une région à forte concentration d'énergies renouvelables ressentiront les effets dans les grilles tarifaires, indépendamment de la conception détaillée du modèle de base. La décharge de la couche du réseau de transport est le revers de la médaille de la surcharge des couches des réseaux de distribution.

La consultation formelle du projet de décision complet devrait commencer en Été 2026. D'ici fin 2026, le cadre de fixation d'AgNes devrait être adopté. Les préparatifs de mise en œuvre commenceront à partir de 2027, et avec eux, les modifications concrètes des grilles tarifaires.

FAQ sur le rapport intermédiaire d'AgNes

Der Beitrag AgNes-Zwischenbericht 2026: Was Industriekunden jetzt wissen müssen erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Cela change maintenant fondamentalement. Avec le Loi de modernisation des bâtiments (LMB) Le gouvernement fédéral crée pour la première fois une base uniforme – et le paragraphe décisif s'intitule § 106 GModG. À partir du 1er janvier 2027, il s'appliquera dans tout le pays. Ceux qui construisent, rénovent ou détiennent des biens immobiliers commerciaux doivent agir maintenant.

Qu'est-ce que le GModG et pourquoi l'article 106 ?

Le site Loi de modernisation des bâtiments remplace l'actuelle loi sur la performance énergétique des bâtiments (GEG) et transpose notamment la directive européenne sur la performance énergétique des bâtiments (EPBD) en droit national. L'UE avait fixé le fait que les États membres devaient introduire des exigences contraignantes en matière de solaire pour les bâtiments – et le gouvernement fédéral a concrétisé ces exigences dans des paragraphes avec le projet de loi GModG en mai 2026.

§ 106 GModG wird dabei zur réglementation centrale pour l'énergie solaire sur les bâtiments en Allemagne. Il est technologiquement ouvert pour Photovoltaïque et le solaire thermique, mise sur une introduction échelonnée dans le temps et définit des seuils clairs, en fonction du type de bâtiment et de la surface utile.

Pour l'immobilier commercial, c'est la nouveauté la plus pertinente de l'ensemble de la loi.

Le plan par étapes : quand ce qui s'applique aux biens immobiliers commerciaux ?

L'article 106 de la loi GModG prévoit une mise en œuvre progressive afin de ne pas surcharger le secteur de la construction. Pour les bâtiments non résidentiels – c'est-à-dire commerciaux, industriels, de bureaux, logistiques – le calendrier est le suivant :

Important pour la pratique : L'obligation pour les immeubles existants n'intervient pas immédiatement et sans condition ; elle est généralement déclenchée par une Grosse Sanierungsmaßnahme am Dach. déclenché. Ceux qui rénovent de manière approfondie leur bâtiment commercial d'une surface utile de 500 m² ou plus à partir de 2028 devront en même temps installer ou faire installer un système solaire.

Prêt pour le solaire : l'obligation commence dès la planification

Un aspect souvent sous-estimé de l'article 106 GModG ne concerne pas l'installation elle-même, mais plutôt Planification. Les nouveaux bâtiments devront à l'avenir être conçus dès la phase de conception de manière à optimiser leur potentiel solaire – le mot clé est „Solar-Ready”.

Concrètement, cela signifie que l'orientation du toit, les réserves statiques, le passage des câbles et les locaux d'installation doivent être conçus dès le départ pour une utilisation ultérieure ou simultanée de l'énergie solaire. Ceux qui ignorent cela risquent des rénovations coûteuses ou se privent de la possibilité d'exploiter l'installation de manière économiquement viable.

Pour les maîtres d'ouvrage qui demandent aujourd'hui des permis de construire ou développent des projets : l'exigence de préparation au solaire n'est pas un "nice-to-have" – c'est une base de planification ancrée dans la loi.

Exceptions et clauses de rigueur

La loi prévoit des situations où l'obligation d'installation n'est pas applicable. Les principales causes d'exception sont :

• Protection des monuments Les édifices classés sont en principe exclus, sauf si l'autorité de protection des monuments octroie une dérogation.
• Impossibilité technique : Si l'installation n'est pas réalisable pour des raisons statiques, constructives ou techniques.
• Intransportabilité économique : Si les coûts sont déraisonnablement disproportionnés par rapport aux avantages réalisables.
• Éviter la double facturation : Les bâtiments qui sont déjà soumis à une obligation de rénovation en profondeur en vertu du § 40 GModG sont temporairement exemptés de l'obligation solaire – afin de protéger les propriétaires d'une double charge simultanée.

Pour les propriétaires et les gestionnaires d'actifs, cela signifie qu'il n'est pas possible d'invoquer des exceptions de manière générale. Les motifs doivent être consignés par écrit et, en cas de doute, justifiés. Il est judicieux de procéder à un examen en amont, idéalement dans le cadre d'une due diligence technique.

Mise en œuvre par des tiers possible

Le § 106 de la LCR autorise expressément l'exécution de l'obligation par des tiers – par exemple par Contracting. Cela signifie que les propriétaires ne sont pas obligés d'investir eux-mêmes. Un prestataire Contracting se charge de la conception, du financement, de l'installation et de l'exploitation du système ; le propriétaire remplit ainsi son obligation légale sans avoir à engager de capitaux propres. Ce modèle est particulièrement intéressant pour les gestionnaires de parcs immobiliers et les sociétés de gestion d'actifs dont les budgets d'investissement sont limités ou qui présentent des structures de propriété complexes.

Le droit régional demeure - et peut être plus strict

Le GModG fixe un minimum national, mais pas de maximum national. Il est explicitement stipulé au paragraphe 4 que les Länder peuvent imposer des exigences plus strictes par le biais du droit des Länder. Les réglementations existantes, plus strictes – par exemple dans le Bade-Wurtemberg, en Rhénanie-du-Nord-Westphalie, à Hambourg ou en Bavière – restent pleinement en vigueur.

Cela a une conséquence importante pour les propriétaires de portefeuilles régionaux : l'obligation solaire à l'échelle nationale conformément au § 106 GModG est le nouvel- minimum. Il faut vérifier au cas par cas si le droit du Land s'applique en outre.

Pour des États fédéraux jusqu'alors peu réglementés comme le Mecklembourg-Poméranie-Occidentale, la Sarre, la Saxe, la Saxe-Anhalt et la Thuringe, la loi fédérale représente en revanche une véritable coupure – là-bas, la nouvelle obligation en matière de solaire s'appliquera automatiquement à partir de janvier 2027, sans que des lois régionales n'agissent comme tampon.

Un aperçu actuel des réglementations nationales avec tous les seuils et délais se trouve dans nos articles “Où s'applique l'obligation photovoltaïque pour l'industrie et le commerce ?”ainsi que“Solaire obligatoire pour les biens immobiliers“.

Stationnement photovoltaïque : Ce que la loi provinciale réglemente – et ce que le GModG (encore) n'exige pas

Un point important qui passe souvent inaperçu lors de la discussion sur le § 106 GModG : La loi fédérale ne réglemente que l'obligation solaire sur et à Bâtiments. Pour les parkings commerciaux – c'est-à-dire les places de stationnement en plein air sans connexion directe avec un bâtiment – les réglementations de chaque État restent en vigueur pour le moment.

Plusieurs Länder ont déjà mis en place des réglementations contraignantes à cet égard. En voici quelques-unes parmi les plus importantes :

• Baden-Wurtemberg : Obligation de photovoltaïque pour les nouveaux parkings commerciaux de 50 places ou plus depuis 2022 ; l'une des réglementations les plus strictes au niveau national.
• Bayern : Obligation photovoltaïque pour les nouvelles ombrières de parking à usage commercial de 50 places ou plus.
• Hambourg : Obligation de production solaire pour les nouveaux parkings d'une certaine superficie dans le cadre de la loi régionale sur le solaire.
• Hesse : Obligatoire pour les parkings nouvellement construits avec 50 places ou plus, s'applique aux terrains appartenant à l'État et aux terrains commerciaux.
• Brême : Obligation de pose de panneaux solaires pour les bâtiments non résidentiels et les parkings de plus de 35 places depuis 2023 déjà.

Ab 1. janvier 2030 La loi GModG s'applique alors également à un domaine particulier : les places de stationnement couvertes qui sont physiquement attenantes à un bâtiment – par exemple les abris pour voitures ou les accès couverts à des parkings souterrains intégrés – relèvent alors de la réglementation fédérale.

Pour toutes les autres surfaces commerciales de stationnement, vérifiez le droit local, car la réglementation reste fragmentée.

Qu'est-ce que cela signifie stratégiquement – pour les maîtres d'ouvrage, les propriétaires et les sociétés d'actifs ?

Pour les maîtres d'ouvrage et les promoteurs immobiliers

Toute personne qui planifie aujourd'hui un bâtiment commercial d'une surface utile de plus de 250 m² le fait dans les conditions du § 106 GModG. L'installation solaire n'est plus un investissement additionnel optionnel, mais un composant obligatoire du projet – et devrait donc être intégrée tôt dans l'analyse de rentabilité.

Formulée positivement : Une installation photovoltaïque bien dimensionnée réduit les coûts d'énergie, augmente l'attractivité de la propriété et peut contribuer à la rentabilité – selon le modèle – par la commercialisation directe ou l'optimisation de l'autoconsommation. Ceux qui planifient le photovoltaïque comme un élément intégral du concept de bâtiment, plutôt qu'une obligation imposée après coup, en retirent beaucoup plus.

Pour les détenteurs de stock

Pour les propriétaires d'immobilier commercial existant, la question cruciale est de savoir quand un rénovation majeure de la toiture prévu ou dû ? Car à partir de 2028, c'est exactement ce qui déclenchera l'obligation solaire – pour les bâtiments d'une surface utile de 500 m² et plus.

Cela signifie deux choses : premièrement, les travaux de rénovation à venir doivent être examinés tôt quant à leur pertinence pour l'obligation solaire. Deuxièmement, il peut être judicieux de combiner délibérément la rénovation et l'installation photovoltaïque – cela réduit les coûts d'échafaudage, les efforts de coordination et les interruptions de chantier.

Les propriétaires qui devront investir dans les années à venir devraient commencer à planifier dès maintenant, et non pas attendre que l'obligation entre en vigueur.

Pour les gestionnaires d'actifs et les sociétés de fonds

Pour les détenteurs institutionnels qui gèrent des portefeuilles immobiliers commerciaux, le § 106 GModG est plus qu'une question de conformité. Cela modifie leur Base de valorisation d'objets et le Structure des risques portefeuilles entiers.

Concrètement : Les immeubles sans installation photovoltaïque ne seront plus considérés comme conformes à la loi à partir de 2027 ou 2028, dès qu'une rénovation majeure de toiture sera nécessaire. Cela aura des conséquences sur la louabilité, le score ESG et, dans le cas extrême, sur la capacité de financement – car les banques et les investisseurs considèrent de plus en plus la conformité climatique des immeubles comme un critère de risque de crédit.

Il est recommandé de procéder à une analyse systématique du portefeuille : quels sont les biens immobiliers qui devront faire l'objet d'une rénovation d'ici 2030 ? Où et quand l'obligation d'installer des panneaux solaires s'applique-t-elle ? Quels sont les biens immobiliers qui offrent les meilleures conditions pour une installation photovoltaïque rentable ? Et pour quels biens immobiliers un modèle Contracting est-il plus judicieux qu'un investissement propre ?

Ceux qui répondent à ces questions aujourd'hui éviteront la pression réglementaire plus tard et saisiront de manière ciblée les opportunités économiques de l'utilisation du solaire.

Conclusion : Obligation légale et opportunité économique

L'article 106 de la loi sur la loi sur le bâtiment du gouvernement fédéral (GModG) n'est pas une charge bureaucratique qu'il faudrait simplement remplir. C'est le signal que la transformation énergétique du parc immobilier en Allemagne prend de l'élan, avec des délais clairs, des seuils concrets et de véritables conséquences.

Pour les entreprises et les propriétaires immobiliers du segment commercial, cela signifie que la question n'est plus de savoir si une installation solaire sera mise en place, mais quand et comment elle sera intégrée de manière optimale.

En planifiant dès maintenant, vous réaliserez des économies à l'avenir, éviterez la précipitation et pourrez exploiter de manière stratégique le potentiel de votre toiture, que ce soit pour votre propre consommation, la commercialisation directe ou dans le cadre d'un projet énergétique.

FAQ : Obligation solaire pour les biens immobiliers commerciaux selon le § 106 GModG

Der Beitrag Bundesweite Solarpflicht ab 2027: Was § 106 GModG für Gewerbeimmobilien bedeutet erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Qu'y a-t-il derrière le nouveau programme KfW 570 ?

La Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) élargit sa famille de produits de financement dans le domaine des énergies renouvelables. Le nouveau programme „Énergies renouvelables Plus (570) complète le programme standard existant 270 par un Option d'aide financière – et s'adresse spécifiquement aux investisseurs qui souhaitent commercialiser ou consommer eux-mêmes leur électricité produite, au lieu de bénéficier d'une rémunération garantie par l'État en vertu du EEG.

L'objectif du financement est clairement formulé : Le développement des énergies renouvelables basé sur le marché doit être renforcé, notamment par le biais de ce que l'on appelle des Contrats d'achat d'électricité (CAE) – également des contrats de livraison directe entre producteurs d'électricité et consommateurs, qui garantissent une rémunération prévisible, indépendamment des subventions et des prix de l'électricité sur le marché.

Pourquoi ce programme est-il particulièrement pertinent pour les projets PV et de stockage ?

Celui qui investit aujourd'hui dans une installation photovoltaïque ou un stockage par batterie et l'électricité ne pas commercialiser sur la base de la loi EEG voulait, avait jusqu'à présent moins d'options KfW adaptées. Le programme 570 comble justement cette lacune.

Parmi les installations et les investissements expressément encouragés, on trouve :

• Installations photovoltaïques (Toiture, espace extérieur, façade)
• Stockage sur batterie – même l'installation ultérieure
• Stockage d'électricité y compris les centrales hydroélectriques de pompage-turbinage
• Accumulation de chaleur et stockage d'hydrogène
• Éoliennes terrestres et en mer
• Pompes à chaleur électriques et énergie solaire thermique
• Gisements géothermiques
• Cogénération (KWK)

Pour les entreprises axées sur Photovoltaïque et stockage d'énergie résulte ainsi d'une solution de financement attractive tout-en-un : de la production d'électricité au stockage – et ce, avec jusqu'à 100 % Financement des coûts d'investissement éligibles.

Convient également aux modèles Contracting

Aussi Contrat PV et Accumulateur Contracting sont éligibles. Le programme CUBE Contracting répond à la condition fondamentale suivante : le promoteur Contracting remplit les critères d'éligibilité, assume le risque économique et est à la fois l'investisseur et l'exploitant de l'installation. Cela rend le programme attractif pour les entreprises qui développent et exploitent des projets énergétiques pour le compte de tiers – un modèle économique qui prend de plus en plus d'importance dans le domaine du photovoltaïque commercial et de l'approvisionnement énergétique industriel.

Les conditions les plus importantes en un coup d'œil

Programme 570 ou programme 270 – lequel convient le mieux ?

Le nouveau programme 570 et le programme éprouvé 270 sont étroitement liés mais conçus différemment :

Programme 270 – Énergies renouvelables standard

• Bequem
• Combinable avec de nombreux autres financements publics (par exemple, programmes régionaux)
• Convient également aux installations bénéficiant de la rémunération EEG

Programme 570 – Énergies renouvelables Plus (NOUVEAU)

• Avec une aide (RGCE / De minimis)
• Explicitement pour les projets basés sur le marché sans tarif de rachat garanti de l'EEG ou tarif de rachat garanti comparable
• Cumulation avec d'autres financements possibles dans la limite des plafonds d'aides
• Convient aux modèles PPA, à l'autoconsommation, Contracting

Important : Ceux qui reçoivent déjà une rémunération EEG, une subvention KWKG ou une rémunération d'injection comparable fournie par l'État peuvent utiliser le programme 570 pour ces installations pas utiliser – ici, le programme 270 reste le bon choix.

Demande : Le principe de la banque du domicile, comment ça marche

La KfW n'accorde pas de prêts directement dans le cadre du programme 570, mais exclusivement par l'intermédiaire de Partenaire financier – ainsi que les banques et les caisses d'épargne. Le principe :

1. Sélectionner un partenaire de financement (Banque familiale, Caisse d'épargne, Banque coopérative)
2. Faire une demande – avant le début du projet (Les contrats d'achat ou les débuts de construction ne peuvent pas encore être requis)
3. Le partenaire de financement transmet la demande à la KfW
4. En cas d'approbation de crédit : Tirage des fonds dans les 12 mois (renouvelable)

Le taux d'intérêt est fixé à la date d'octroi selon les conditions du marché et dépend de la solvabilité et des garanties. Une commission de mise à disposition est perçue sur les montants non encore tirés, à compter de six mois après l'octroi.

Perspectives : Autres programmes de financement dans le cadre du Fonds Allemagne

Parallèlement au lancement du programme 570, la KfW travaille, pour le compte de la Confédération, à d'autres instruments de financement pour les infrastructures énergétiques – le programme dit Fonds d'Allemagne:

• „ Crédit d'investissement pour l'approvisionnement en énergie ” avec exonération de responsabilité – pour les fournisseurs régionaux d'énergie, axé sur la distribution d'électricité et l'approvisionnement en chaleur (démarrage prévu : 1er juillet 2026)
• „Crédit consortial ” KfW-Approv. d'énergie » – pour les grands projets d’infrastructure (lancement prévu : 1er juillet 2026)
• „Énergies renouvelables Plus avec exemption de responsabilité” – développement des EN basé sur le marché avec une protection étendue contre les risques (souhaité : T3 2026)

Tous les programmes de fonds allemands mentionnés sont encore soumis à l'approbation du gouvernement fédéral.

Conclusion : Vérifier les projets maintenant et planifier tôt

Le nouveau programme KfW „ Énergies renouvelables Plus ” (570) complète de manière importante l'offre de financement – en particulier pour les entreprises qui Installations photovoltaïques, systèmes de stockage par batterie ou modèles Contracting investir tout en misant sur des canaux de commercialisation axés sur le marché (vente directe, contrats d'achat d'électricité, autoconsommation). La combinaison d'un financement pouvant aller jusqu'à 100 % (TP6T), de taux d'intérêt fixes sur le long terme et d'une ligne de crédit élevée fait de ce programme un outil de financement attractif pour les projets énergétiques commerciaux.

Puisque la demande avant le début du projet doit être posée, il est fortement recommandé de coordonner le tout à l'avance avec le partenaire de financement.

Der Beitrag KfW-Förderkredit „Erneuerbare Energien Plus” (Programm 570): Ab 18. Juni 2026 verfügbar – was gilt für PV- und Speicher-Projekte? erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Cet article donne une réponse claire basée sur l'état actuel de la procédure (mai 2026) et en tire des recommandations d'action concrètes pour les opérateurs de grandes installations de stockage par batterie.

Le calendrier officiel de l'Agence fédérale des réseaux

La fixation du MiSpeL n'est pas un acte législatif unique, mais un processus réglementaire à plusieurs étapes. L'Agence fédérale des réseaux (BNetzA) le mène sur la base de ses pouvoirs en vertu du § 85d EEG 2023. Voici un aperçu de toutes les étapes essentielles :

Crucial Le délai légal court jusqu’au 30 juin 2026. Des associations professionnelles comme le bne (Bundesverband Neue Energiewirtschaft) demandent une entrée en vigueur plus précoce, au cours du premier semestre 2026, afin d’amortir les pics d’injection en été 2026. Le fait que la BNetzA soit allée jusqu’au bout du délai est encore ouvert au moment (mai 2026).

Ce que “Rechtskraft” signifie réellement ici – une différenciation importante

De nombreux acteurs du marché assimilent la “ force exécutoire de la décision ” à une “ application immédiate ”. C'est une erreur qui peut entraîner des erreurs de calcul dans la planification des investissements.

Force de chose jugée ≠ applicabilité immédiate

Même si la BNetzA adopte la détermination à temps d'ici le 30 juin 2026, les nouvelles options ne s'appliqueront pas automatiquement dès juillet 2026. En outre, il sera nécessaire de:

• Approbation des aides d'État par l'UE (en attente, notamment pour l'option de délimitation)
• Mise en œuvre technique par les gestionnaires de réseau et les gestionnaires de points de mesure
• Adaptation des processus de communication marketing

L'obligation de mise en œuvre complète pour tous les exploitants de réseaux est officiellement prévue à partir du 1er janvier 2027. Dans une phase transitoire entre l'entrée en vigueur et le plein fonctionnement, les accords bilatéraux avec les exploitants de réseaux sont la règle, et non l'exception.

Pour les opérateurs de BESS, cela signifie : Le nouveau Option de régularisation (§ 19 al. 3b EEG et § 21 al. 1 à 4 EnFG), seule option économiquement pertinente pour les installations à partir de 1 MWh, ne pourra être exploitée en exploitation normale qu'à partir de début 2027 au plus tôt – et ce, seulement en cas d'approbation en temps voulu par l'UE.

Pourquoi les associations professionnelles insistent pour une entrée en vigueur rapide

La pression sur la BNetzA vient de plusieurs directions – et elle est justifiée :

• Stabilité du réseau : Pointes d'alimentation : Sans MiSpeL, on peut Co-localisation des systèmes de stockage d'énergie par batterie ne pas utiliser le courant vert stocké de manière optimisée pour le marché. Cela augmente le risque de prix négatifs de l'électricité et de réduction (curtailment).
• Sécurité de l'investissement Manque de base d'investissement : Les promoteurs de projets et les clients industriels hésitent face aux nouvelles Stockage sur batterie-investissements tant que le cadre réglementaire n'est pas définitif.
• Soulagement parallèle : En complément, la modification de la loi sur l'énergie (EnWG) entrée en vigueur le 1er janvier 2026 abolit la double facturation des frais de réseau pour l'électricité de stockage réinjectée. Cette mesure est déjà exécutoire et améliore immédiatement la rentabilité des grands systèmes de stockage.

Ce qu'il faut faire maintenant pour les opérateurs de stockage à grande échelle

Le temps jusqu'à l'entrée en vigueur n'est pas une période d'attente passive. Ceux qui exploitent déjà un grand système de stockage par batterie et qui veulent passer sans problème au fonctionnement MiSpeL dès 2027 devront agir dès aujourd'hui – en particulier dans trois domaines :

Préparer la mesurande

L'option de démarcation nécessite deux systèmes de comptage intelligents avec des intervalles de temps de 15 minutes : un pour l'alimentation en énergie renouvelable, un pour le prélèvement de courant du réseau par le stockage. Ces systèmes doivent être commandés et installés auprès du gestionnaire de réseau de mesure compétent – cela prend en pratique plusieurs mois.

2. Examiner la structure de vente directe

La commercialisation directe de l'électricité produite est une condition préalable à l'utilisation des deux nouvelles options. Ceux qui facturent encore selon le tarif d'injection fixe doivent vérifier si et quand un changement est judicieux. Il en va de même pour l'option forfaitaire - bien que celle-ci soit peu pertinente économiquement pour les grands systèmes de stockage (à partir d'environ 1 MWh), car elle est limitée aux installations jusqu'à 30 kWp.

3. Ne manquez pas le §118 Abs. 6 de la loi sur l'énergie (EnWG)

Parallèlement à MiSpeL, il existe un régime de promotion sensible au temps : le Exonération des frais de réseau Conformément au § 118, alinéa 6 de la loi allemande sur l'énergie (EnWG), une réglementation s'applique aux systèmes de stockage par batterie mis en service avant le 4 août 2029, et ce, pendant 20 ans. Dans le contexte d'un délai de planification de 6 à 12 mois, le développement du projet devrait commencer au plus tard dès maintenant.

Ce qui reste ouvert – et quels risques les investisseurs devraient connaître

MiSpeL apporte une sécurité de planification, mais pas entièrement. Trois points restent non résolus à ce jour (mai 2026) :

• EU-Beihilfegenehmigung: Ein konkretes Datum ist noch nicht bekannt. Ohne sie ist die neue Pauschaloption für PV-Anlagen bis 30 kWp, Speicher und/oder Ladepunke sowie sonstigen Verbräuchen hinter der Einspeise- bzw. Entnahmestelle nicht anwendbar.
• Intégrations de systèmes : L'intégration des installations d'énergies renouvelables existantes avec des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) modernisés dans les nouvelles réglementations n'est pas encore définitivement clarifiée.
• Réforme des tarifs de réseau : comment la Tarifs réseau Agnes 2029 Le calcul est toujours en cours. Les questions relatives à la dérogation des péages de réseau pour les installations de stockage font l'objet d'une procédure distincte de la BNetzA.

Pour les investisseurs dans les grands projets de stockage, cela signifie que MiSpeL est une étape nécessaire, mais pas suffisante. Le calcul économique global dépend également de l'issue de la détermination d'AgNes.

Conclusion : Préparation maintenant, lancement sur le marché en 2027

Le MiSpeL entrera très probablement en vigueur d'ici le 30 juin 2026. Le fonctionnement pratique du marché – en particulier pour l'option de délimitation, décisive pour les grands systèmes de stockage – débutera de manière réaliste début 2027. La pleine automatisation de la communication du marché suivra à partir d'avril 2027.

La fenêtre de préparation pour les installations de stockage de batteries existantes est étroite. Ceux qui s'occupent dès maintenant de la technologie de mesure, de la structure de commercialisation directe et de la planification de projet (y compris l'article 118 EnWG) pourront profiter dès le premier jour de 2027. Ceux qui attendent risquent non seulement de manquer des potentiels de revenus, mais aussi de rencontrer des goulets d'étranglement chez les exploitants de points de mesure et les exploitants de réseaux, qui seront très sollicités pendant la phase de mise en œuvre.

C'est le bon moment pour de nouveaux projets de BESS. Les conditions préalables pour la technologie, les points de mesure et le système de gestion de l'énergie sont réunies et la fenêtre de temps jusqu'en août 2029 est encore ouverte.

Der Beitrag MiSpeL 2026: Wann gilt die Festlegung und was bedeutet das für BESS-Projekte? erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

C'est précisément là qu'intervient la redevance sur les émissions de CO₂. Elle compense une partie définie de ces coûts indirects d'émissions de CO₂ et vise à empêcher les entreprises de délocaliser leur production vers des pays hors de l'UE où aucune mesure de protection du climat comparable n'est en vigueur. Cet effet est appelé l'évasion du carbone.

La SPK existe en Allemagne depuis 2013, suite à la réforme du système d'échange de quotas d'émission de l'UE (SEQE-UE Phase III, 2013-2020). Ce n'est qu'avec les nouvelles lignes directrices de l'UE sur les aides d'État pour le SEQE-UE Phase IV depuis 2021 que les volumes de financement ont augmenté. Sa base essentielle est la directive de l'UE sur le système d'échange de quotas d'émission (Union européenne, Directive 2003/87/CE, notamment l'article 10a, paragraphe 6). L'autorité compétente pour la soumission des demandes et le traitement est le German Emissions Trading Authority (DEHSt) au sein de l'Agence fédérale de l'environnement.

Le SPK n'est donc pas un programme général de subvention des prix de l'énergie, mais un instrument ciblé de la politique climatique européenne. Il doit garantir à la fois la compétitivité industrielle et l'efficacité écologique du SEQE de l'UE. En contrepartie, il crée Mécanisme d'ajustement de la frontière carbone (CBAM) un Système de compensation des limites CO₂, qui taxe les biens importés dans l'UE aux mêmes prix que le système d'échange de quotas d'émission de l'UE.

Quelles entreprises peuvent présenter une demande ?

En général, nous pouvons entreprises à forte intensité énergétique soumettre une demande auprès de secteurs et sous-secteurs éligibles. Les entreprises dont le secteur d'activité est inscrit dans la liste partielle I de l'annexe I de la KUEBEL sont éligibles à l'aide. La Commission européenne, dans ses lignes directrices relatives aux aides d'État dans le cadre du SEQE de l'UE, détermine en outre quelles industries sont considérées comme exposées à un risque et peuvent ainsi prétendre à une compensation. Avec l'extension au cadre de 2026, la liste des secteurs éligibles a été élargie, de sorte que davantage d'industries peuvent être envisagées en principe.

Les secteurs typiquement favorisés comprennent entre autres :

• Production d'acier et d'aluminium
• Électrolyse du chlorure et chimie du chlore
• Industrie du papier et de la pâte à papier
• Fabrication de verre
• Production de ciment
• Fabricants de batteries et de certains plastiques

Outre l'appartenance sectorielle, les entreprises doivent satisfaire d'autres conditions, notamment en ce qui concerne les volumes de consommation minimaux et le respect des exigences écologiques.

Le dégrèvement lui-même est calculé sur la base des coûts indirects de CO₂ de l'approvisionnement en électricité, d'un facteur CO₂ spécifique et de l'intensité d'aide maximale autorisée. Pour l'Allemagne, les lignes directrices mises à jour stipulent un facteur d'émission de 0,73 t CO₂/MWh sur laquelle se base. Pour les secteurs bénéficiant déjà d'aides, l'intensité maximale de l'aide à partir de 2026, passer de 75 % actuellement à 80 %. Les secteurs nouvellement intégrés commencent généralement avec un taux d'entrée de 75 %.

SPK est considérée comme une subvention soumise à une réserve budgétaire

Pour la SPK, le budget fédéral pour 2026 prévoit environ 3 milliards d'euros du Fonds pour le climat et la transformation (KTF). Il s'agit d'environ 10,2 % l'intégralité de la subvention sur les prix de l'électricité. Il il n'y a pas d'exigence de paiement inconditionnelle et elle est soumise à une réserve budgétaire. La compensation des prix de l'électricité est une aide d'État qui n'est accordée que dans la limite des moyens budgétaires disponibles. Il n'y a donc pas de droit légal exécutoire à ce que l'État verse de l'argent si le fonds prévu à cet effet dans le budget fédéral est vide.

Demande et délais

La compensation du prix de l'électricité est demandée a posteriori pour l'année de facturation écoulée. Pour l'année de facturation 2025, le délai de dépôt des demandes court normalement jusqu'au 30 juin 2026. Les entreprises devraient commencer la préparation de la demande à un stade précoce, car des preuves substantielles de consommation d'énergie, de volumes de production et de respect des conditionnalités écologiques sont nécessaires.

Pour les petits demandeurs dont l'aide totale attendue ne dépasse pas 100 000 euros, des procédures simplifiées existent. Dans ces cas, une note d'audit peut suffire au lieu d'un rapport d'audit complet.

Quelles sont les obligations que les entreprises doivent remplir ?

Systèmes de gestion de l'énergie : exigences échelonnées

Le droit à la compensation des prix de l'électricité est subordonné à la preuve d'un système de gestion de l'énergie approprié. Avec le Loi sur l'efficacité énergétique (EnEfG) les exigences ont été répondus unifié et intensifié. Les exigences sont basées sur la consommation totale moyenne d'énergie des trois années civiles précédentes :

À partir d'une consommation de plus de 7,5 GWh (anciennement souvent 10 GWh) les entreprises sont tenues de disposer d'un système de management de l'énergie certifié selon ISO 50001 ou un système de management environnemental validé selon EMAS introduire et maintenir.

Entre 2,5 GWh et 7,5 GWh les entreprises ne sont pas obligées d'exploiter un système ISO 50001 ou EMAS complet, mais elles sont tenues d'élaborer des plans de mise en œuvre concrets pour des mesures d'économie d'énergie finale, généralement sur la base de Audits énergétiques selon la norme DIN EN 16247.

En dessous de 2,5 GWh des preuves plus légères peuvent suffire. Pour les entreprises bénéficiant de la SPK et se situant en dessous des seuils généraux de l'EnEfG, par exemple la norme ISO 50005 (une approche progressive d'un système de management de l'énergie complet) ou la participation avérée à un réseau certifié d'efficacité énergétique et de protection du climat sont reconnues.

Services écosystémiques : plus que de simples systèmes

La simple existence d'un système de management de l'énergie ne suffit plus pour avoir droit aux SPK. Dans le cadre de la soi-disant conditionnalité, les entreprises doivent prouver qu'elles mettent effectivement en œuvre les mesures d'efficacité énergétique économiquement viables identifiées dans le cadre de leur système de management – ou, à défaut, qu'elles couvrent une part significative de leur approvisionnement en électricité à partir de sources d'énergie renouvelable (preuve de décarbonisation).

En outre: Au moins 50 % Les subventions accordées doivent être réinvesties dans des mesures de réduction des émissions ou de baisse des coûts de l'électricité. Cette preuve de réinvestissement garantit que le financement n'est pas utilisé uniquement pour alléger les coûts courants, mais contribue également à la décarbonisation active de l'entreprise.

SPK et le prix de l'électricité industrielle à 5 centimes : droit de vote plutôt que combinaison

Un aspect souvent discuté concerne la relation entre la compensation du prix de l'électricité et le programme soutenu par l'État prévu Prix de l'électricité industrielle, qui vise à plafonner le prix de référence pour un volume de base défini à 5 centimes/kWh. De plus, cette aide à l'industrie n'est prévue que jusqu'à fin 2028.

Ces deux instruments ne peuvent pas être combinés pour la même quantité d'électricité en vertu de la réglementation sur les aides d'État. Les entreprises doivent prendre une décision claire chaque année de facturation sur l'instrument qu'elles souhaitent utiliser.

Cela représente en pratique un effort de planification considérable. Comme la SPK est calculée sur la base du prix actuel du certificat de CO₂ (EUA) et de benchmarks spécifiques aux produits, sa valeur absolue fluctue avec le prix de l'EUA. Les entreprises doivent calculer précisément en fin d'année si le plafonnement forfaitaire du prix de l'électricité industrielle ou la compensation classique SPK est plus avantageux dans les conditions de marché données.

Pas un choix binaire, mais un "et... et...", avec des quantités d'électricité différentes.

L'élément décisif est une perspective souvent sous-estimée dans la pratique. Le prix de l'électricité industrielle et la compensation du prix de l'électricité n'ont pas un effet substitutif, mais un effet complémentaire en termes de temps et de fonction : ils s'adressent à différents blocs de consommation d'électricité. Les entreprises peuvent donc, en principe, utiliser le prix de l'électricité industrielle pour une partie de leur consommation et demander le SPK pour une autre partie. Cela n'est cependant possible que si aucune chevauchement pour la même quantité d'électricité ne se produit.

La perspective à long terme : SPK gagne en poids

Une autre dimension se dessine dans l'évolution temporelle jusqu'en 2030 si le prix de l'électricité industrielle est maintenu. Avec la baisse des prix du marché à terme, sa pertinence structurelle en tant que solution de transition basée sur les prix diminuera. L'effet d'allégement diminuera car le prix du marché se rapprochera du niveau plafonné. En revanche, la compensation des prix de l'électricité gagnera en efficacité à long terme, car elle s'aligne directement sur le prix du CO2 de l'EU ETS, qui devrait augmenter à l'avenir.

Le prix de l'électricité industrielle doit donc être compris avant tout comme un instrument transitoire pour les années à venir, tandis que le SPK reste l'instrument de soulagement structurellement plus efficace et plus durable.

Soulagements combinables

Indépendamment du choix entre le prix industriel de l'électricité et le SPK, d'autres mécanismes de soulagement restent cumulables. La taxe sur l'électricité abaissée au minimum de l'UE (0,05 ct/kWh) ainsi que les tarifs réduits des réseaux peuvent toujours être utilisés avec les deux modèles, tant que les limites générales de cumul de l'UE sont respectées.

Pour les entreprises des secteurs à forte consommation d'électricité comme la sidérurgie, la chimie, le papier, le verre et la production de batteries, l'utilisation judicieuse de ces instruments peut réduire considérablement les coûts effectifs de l'électricité et, par conséquent, influencer de manière significative les décisions de localisation et d'investissement.

Le débat actuel : entre sécurisation du site et transformation

La compensation des prix de l'électricité se trouve de plus en plus au cœur des tensions entre les exigences de la politique industrielle, de la politique budgétaire et de la politique climatique. Elle est actuellement conçue comme un instrument européen permanent jusqu'en 2030 au minimum et est régulièrement prolongée, adaptée ou élargie.

Cependant, les critiques issus du monde scientifique et des organisations environnementales reprochent à la SPK, dans sa forme actuelle, de garantir principalement le statu quo. Elle n'inciterait pas suffisamment aux investissements véritablement écologiques. Compte tenu de la limitation des budgets publics, la question se pose de plus en plus de savoir si la subvention d'un moindre nombre d'emplois à cette échelle avec des fonds publics est justifiée.

En revanche, l'industrie s'accroche au SPK comme à un pilier indispensable : les prix de l'électricité allemands sont structurellement supérieurs au niveau international, et sans une compensation fiable, il y aurait un risque de perte progressive des industries clés.

À long terme, la question concerne également la relation avec le SPK et le mécanisme d'ajustement carbone aux frontières (MACF) européen. Le MACF vise à taxer les importations de pays tiers avec des coûts de CO₂ équivalents. Cependant, comme il se concentre principalement sur les émissions directes et que l'inclusion des émissions indirectes via la consommation d'électricité est complexe d'un point de vue juridique et technique, l'industrie prône le maintien de la compensation des prix de l'électricité au moins jusqu'à la fin de la période de subvention actuelle de l'UE en 2030.

Orientation stratégique pour les entreprises à forte intensité énergétique

En 2026, la compensation des prix de l'électricité sera bien plus qu'une simple demande administrative de routine : il s'agit d'un instrument stratégique de pilotage en matière de gestion énergétique. L'augmentation de l'intensité maximale de l'aide à 80 % et l'élargissement des secteurs éligibles offrent une réelle marge de manœuvre pour la pérennisation des sites. Dans le même temps, le lien avec la loi sur l'efficacité énergétique (EnEfG) et l'obligation de réinvestir 50 % de l'aide indiquent sans équivoque que l'État prend en charge une partie des coûts, mais exige en contrepartie des progrès mesurables en matière de décarbonisation.

Pour les entreprises, deux compétences clés sont désormais essentielles :

1. Calcul précis : Grâce à l'utilisation complémentaire du SPK et du prix de l'électricité industrielle de 5 centimes sur différentes quantités d'électricité, les départements d'approvisionnement et de contrôle doivent analyser précisément quel modèle apporte le soulagement maximal pour chaque bloc de consommation.
2. Conformité précoce : Étant donné que la date limite pour l'exercice de facturation 2025 est le 30 juin 2026 et que les exigences en matière d'audits, de certifications ISO et de preuve de contreparties écologiques sont élevées, une documentation précoce et complète est la clé du succès.

Celui qui maîtrise le clavier des allègements combinables et utilise la SPK comme accélérateur de transformation s’assure des avantages concurrentiels décisifs dans un environnement de marché volatil.

Der Beitrag Strompreiskompensation (SPK): Instrument gegen Carbon Leakage für energieintensive Industrien erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Le EEG 2027 introduit une Contribution de refinancement (CR) comme mise en œuvre du contrat de différence bilatéral (CfD) – sans rupture de système, mais avec des modifications importantes pour les exploitants d'installations subventionnées de 100 kW et plus.

• L'approbation actuelle des aides d'État du EEG 2023 expire le 31 décembre 2026 sans nouvelle autorisation de l'UE, aucune nouvelle subvention EEG ne sera autorisée à compter du 1er janvier 2027.
• L'entrée en vigueur prévue de l'EEG allemand 2027 est le 1er janvier 2027 – un calendrier ambitieux, dépendant de l'approbation des aides d'État par l'UE.
• Les exploitants d'installations devraient désormais comprendre comment fonctionne la contribution au refinancement et ce qui change par rapport à la prime de marché actuelle.

Contexte : Pourquoi le EEG 2027 ?

Quiconque a contribué à la contribution de 2023 à traités CECA et la fin des primes au marché quiconque a lu ceci connaît la situation européenne. La réforme du marché européen de l'électricité de 2024 stipule, à l'article 19d du règlement sur le marché intérieur de l'électricité de l'UE (RME-UE), de manière contraignante que les États membres doivent, au plus tard à partir de 17 juillet 2027 introduire des contrats pour différences (CFD) ou des instruments équivalents.

Dans le même temps, l'approbation des aides d'État par l'UE pour la loi sur les énergies renouvelables (EEG) 2023 est en cours 31 décembre 2026 Il en résulte deux délais indépendants qui exercent une pression considérable sur le législateur allemand. Le projet de loi EEG 2027 (état au 21 avril 2026) est disponible, un projet de travail était déjà connu en janvier 2026. Parallèlement, le Pochette réseau, qui vise à synchroniser le déploiement des installations avec le développement du réseau, avec son propre projet de loi (état au 17 avril 2026).

Du concept de CdR à la contribution de refinancement : quelle option l'Allemagne a-t-elle choisie ?

La directive de l'UE stipule : contrats bilatéraux à différence – mais la manière exacte dont ceux-ci doivent se présenter est laissée ouverte par le règlement EBM. Le BMWK avait esquissé quatre options d'action fondamentales dans le document “Conception du marché de l'électricité de demain” (août 2024) :

Options dans le document de réflexion du BMWK

Option 1 Il aurait largement maintenu le modèle existant de prime de marché glissante et l'aurait complété par un mécanisme de remboursement basé sur des corridors de valeur marchande. Ainsi, la rétention des revenus élevés du marché n'aurait commencé que lorsque certains seuils seraient dépassés.

Pour Option 2 – et par conséquent la solution désormais choisie – le législateur s'est finalement décidé : un contrat différencié bilatéral dépendant de la production sans corridors de valeur marchande. Si la valeur marchande annuelle dépasse la valeur de référence, la différence sera immédiatement ponctionnée. Il n'y a pas de logique de corridor amortisseur.

Le site Options 3 et 4 Certains proposent au contraire des modèles indépendants de la production. La rémunération ne serait alors pas liée à la quantité d'électricité effectivement produite, mais par exemple à la puissance installée ou à la mise à disposition de capacités. Entre-temps, des modèles hybrides, combinant des éléments dépendant de la production et indépendants de la production, ont également été discutés.

Pourquoi le choix s'est-il porté sur l'option 2 ?

La raison principale est la Continuité du système. Le système de soutien existant pour l'énergie renouvelable (EEG) est entièrement basé sur la prime de marché glissante, et donc sur des paiements liés à la production. Un passage à un modèle indépendant de la production aurait signifié un changement fondamental du système – avec des impacts considérables sur les projets existants et planifiés.

L'option 2 s'inscrit en revanche directement dans le modèle connu de primes de marché et ne fait que le compléter par une Composante de remboursement On parle de plus haut. Pour les exploitants d'installations, la logique de base reste la même : rien ne change dans les phases de prix bas. Ce n'est que lorsque la valeur de marché annuelle dépasse la valeur de référence déterminée lors de la procédure d'appel d'offres que la différence est remboursée.

La contribution de refinancement en tant que mise en œuvre allemande des CfD

C'est précisément à cet endroit que le concept européen de CfD se connecte au système allemand de l'EEG : le Contribution de refinancement (CR) est le mécanisme légal par lequel la composante de remboursement du CfD bilatéral est mise en œuvre.

Le tarif de rachat intègre le concept de contrat pour différence au système de subventionnement existant sans le remanier en profondeur. Parallèlement, il limite les revenus supplémentaires dans les phases de prix élevés : les exploitants d'installations ne pourront alors plus profiter indéfiniment de prix de l'électricité exceptionnellement élevés. Les revenus qui en résultent sont reversés sur le compte de la loi sur les énergies renouvelables et contribuent au financement du système global.

Comment fonctionne la contribution de refinancement (CR) ?

Selon le projet de loi sur les énergies renouvelables (§ 20a), la contribution au refinancement devrait être le cœur de la loi sur les énergies renouvelables de 2027. Elle remplace la limite supérieure jusqu'alors manquante par un véritable mécanisme bilatéral, dépendant de la production, comme l'exige le règlement EBM.

Qui paie qui ?

Opérateurs d'installations promues par la prime de marché et ayant une puissance installée de au moins 100 kW payer la contribution de refinancement à Opérateur de réseau. Sont exclues en principe les installations de biomasse – avec une exception importante : les gaz de station d'épuration et de décharge restent inclus.

Quand la redevance est-elle due ?

La contribution de refinancement n'est créée que les années où le valeur de marché annuelle spécifique à la technologie supérieure à la valeur à imputer se trouve (§ 23a en liaison avec l'annexe 1 du projet de loi EEG). Il se calcule comme suit :

RB = valeur marchande annuelle (VM) – valeur imposable (VI)

Fin du modèle de corridor de valeur de marché – l'amortissement précédent est complètement abandonné. Le RB tombe pour chaque kilowattheure produite et injectée y compris le courant mis en cache.

RB ajusté pour les prix bas du marché au comptant

Pour les quarts d'heure où le prix du marché au comptant est très bas, une Contribution au refinancement ajustée:

RB (ajusté) = Prix du marché au comptant – Revenu minimum

Ceci s'applique si le prix du marché au comptant est inférieur ou égal à RB + revenu minimum. Le revenu minimum est de:

• 1,5 ct/kWh pour l'éolien en mer
• 0,5 ct/kWh pour les panneaux solaires
• 1,0 ct/kWh pour les autres installations

L'objectif de cette soi-disant „ capitation dynamique ” est de fournir des incitations à produire et à injecter de l'électricité, même à des prix faiblement positifs. Important : Ni le RB régulier ni le RB ajusté ne peuvent prendre une valeur négative – les exploitants d'installations ne seront donc pas davantage pénalisés pour l'injection dans des heures où les prix sont négatifs.

Sortie et changement : Qu'est-ce qui change pour les spécialistes du marketing direct ?

Une sortie unique du système est possible. Les opérateurs peuvent la déduction par la contribution au refinancement quitter une fois pour toutes – entanto, apenas até o final do décimo ano civil (§ 20b do projeto de lei EEG). Se isso não tiver acontecido até lá, o mecanismo se aplicará sem restrições durante o período de subsídio restante. Uma reentrada não será mais possível.

Un passage entre la commercialisation directe subventionnée (avec prime de marché) et une autre forme de commercialisation directe reste en principe également possible. Ce qui est nouveau cependant : Même dans les autres canaux de vente directe, le paiement de la contribution au refinancement s'applique (§ 21a al. 2 du projet de loi EEG). Ainsi, ceux qui passent du marchéage direct subventionné aux phases de prix élevés pour échapper à la ponction seront désormais enregistrés. Cette nouvelle réglementation comble une lacune essentielle du système actuel.

Échéance et compensation : gestion pratique

Conformément au § 26 du projet de loi sur les énergies renouvelables (EEG), le droit de l'exploitant de l'installation à la prime de marché (§ 19 al. 1) devient exigible dès qu'il a rempli ses obligations de déclaration selon le § 71 al. 1. Le droit de l'exploitant du réseau à la contribution au refinancement (§ 20a al. 3) devient quatre semaines après réception de la facture finale par les gestionnaires du réseau. Le système actuel de paiements mensuels provisionnels avec un décompte annuel disparaît donc complètement. C'est une simplification nette du traitement.

Conformément à l'article 27 du projet de loi sur les énergies renouvelables (EEG), les opérateurs de réseau peuvent compenser leurs créances de contribution au refinancement (article 20a, paragraphe 3) avec les créances de prime de marché du propriétaire de l'installation. compenser. De même, ils peuvent compenser leurs créances lorsque le débiteur de la répartition est également l'exploitant de l'installation. Cela facilite considérablement le traitement pratique.

Évaluations futures des impacts sur les marchés intraday et autres

LEEG 2027 contient une clause de sécurité importante : le BMWE (Ministère fédéral de l'Économie et de l'Énergie) est tenu, jusqu'au 31 juillet 2029 à évaluer (paragraphe 99a du projet de loi EEG),

• si et dans quelle mesure le nouveau système de prime de marché avec contribution au refinancement des prix de marché sur d'autres marchés que le marché au comptant – en particulier lorsque Intrajournalier Trading – affaiblit,
• quels effets cela a sur le bon fonctionnement globalement efficace des marchés de l'électricité, y compris le marché intérieur de l'électricité de l'UE.

Si des interactions substantielles et des effets notables sont constatés, le BMWE doit présenter des propositions d'adaptation législative, au plus tard à partir du 1er janvier 2031 prendre effet.

Droit de l'UE en matière d'aides d'État : le facteur critique pour le calendrier

Le cadre réglementaire des aides publiques

L'approbation par la Commission européenne des aides d'État pour le EEG 2023 prend fin le 31 décembre 2026. Les nouvelles réglementations de subventionnement ou celles qui sont modifiées de manière significative, telles que l'introduction d'un mécanisme de CfD, sont soumises à l'approbation en matière d'aides d'État (§ 102 du projet de loi sur les énergies renouvelables EEG). Les règles de subventionnement de l'EEG 2027 ne peuvent être appliquées qu'après l'approbation par l'UE.

Que se passe-t-il sans nouvelle autorisation ? L'EEG 2023 lui-même ne contient aucune disposition de durée limitée et s'applique en principe de manière continue. Cependant, à partir du 1er janvier 2027 aucun nouveau financement EEG plus admissible, car l'interdiction de mise en œuvre du droit des aides d'État prévue à l'article 108, paragraphe 3, troisième phrase du TFUE s'applique directement – l'administration et les tribunaux y sont liés, et la Commission européenne peut prendre des mesures provisoires en cas de violation.

Combien de temps prend la procédure d'approbation ?

Les processus sont complexes et comprennent des contacts préliminaires (pré-notification), des notifications formelles et des examens par la Commission européenne avec des cycles de consultation. Ce n'est qu'ensuite qu'intervient la décision de compatibilité. Parallèlement, la procédure législative nationale (cabinet, Bundestag, Bundesrat) peut toutefois déjà être engagée. Ce n'est que lorsque les deux sont terminés que les nouvelles mesures de soutien démarrent.

En règle générale, l'Allemagne se situe dans la moyenne européenne en matière de durée des procédures d'autorisation. Les délais habituels se situent entre 6 mois ou 2 ans et plus. Les amendements à la loi sur les énergies renouvelables de 2021 et 2023 ont duré environ 10 mois chacun et le Paquet solaire I par exemple, après 2 ans, n'est toujours pas entièrement valable. Loi sur les pics solaires est en cours de mise en œuvre depuis près d'un an et demi.

À titre de comparaison : les systèmes de CfD d'autres États membres de l'UE ont été approuvés en environ 2 mois (Pologne), environ 9 mois (Grèce), environ 12 mois (Danemark) et environ 16 mois (Italie). La durée dépend fortement de la conception du régime de subventionnement et de la situation procédurale nationale.

Comparaison avec les exigences de l'UE de l'art. 19d EBM-VO : où en est le projet actuel de l'EEG ?

L'art. 19d OLE-VO définit quand l'obligation de CfD s'applique à quelles technologies et projets, ainsi que les exceptions possibles. Une comparaison directe avec le projet EEG 2027 montre :

Intégration du marché ? Le règlement EBM exige des incitations à l'exploitation efficace et à la participation au marché sans distorsion. Le projet de loi EEG ne contient plus de couloirs de valeur de marché, une RB ajustée pour les phases de bas prix et est actuellement seulement sur le Marché day-ahead aligné – reste à savoir si cela suffira. L'obligation d'évaluation jusqu'en 2029 est conçue en réponse aux éventuelles préoccupations de l'UE. Évaluation : incertain.

Quelles installations ? Le règlement EBM couvre l'éolien, le solaire, la géothermie, l'hydroélectricité sans stockage et le nucléaire – avec une possibilité d'exemption pour les petites installations de moins de 200 kW. Le projet de loi EEG couvre toutes les énergies renouvelables à partir de 100 kW, à l'exception de la biomasse (à l'exception des gaz d'épuration et de décharge). C'est plus large que ce qui est exigé par le droit de l'UE – in der Bewertung positif.

Appel d'offres? Le règlement EBM exige fondamentalement des appels d'offres. Le projet de loi sur les énergies renouvelables maintient l'obligation d'appel d'offres existante (§ 22 du projet de loi sur les énergies renouvelables). Évaluation : positif.

Utilisation des revenus ? Le règlement EBM autorise l'utilisation pour les clients finaux, le financement de subventions ou les investissements entraînant une réduction des coûts. Le projet de loi EEG prévoit le compte EEG (§ 14 phrase 1 n° 4 projet de loi EnFG). Évaluation : positif.

Clause pénale ? Le règlement EBM prescrit des clauses pénales en cas de résiliation unilatérale prématurée. Dans le projet de loi EEG, à cet égard aucune disposition prévue. Évaluation : non satisfait.

Points critiques de la procédure de notification des aides d'État de l'UE concernant la loi sur les énergies renouvelables (EEG) 2027

Le site Fondation pour le droit de l'environnement et de l'énergie identifie trois domaines problématiques centraux qui devraient devenir pertinents dans le cadre de la procédure de l'UE :

1. Dépendant de la production vs. indépendant de la production

La Commission européenne souligne dans ses lignes directrices pour la conception de contrats différentiels bilatéraux (datées du 19 décembre 2025) que les contrats différentiels basés sur la production peuvent créer des incitations faussées (“produire et oublier”). La Commission préfère les modèles de contrats différentiels non basés sur la production ou “fusionnés”. Les lignes directrices stipulent : “La plupart de ces problèmes sont résolus par des contrats différentiels bilatéraux non basés sur la production.” Cependant, le projet de loi EEG-2027 mise actuellement sur une absorption basée sur la production, ce qui pourrait faire l'objet d'une discussion.

2. Accent sur le jour J

La contribution de refinancement se réfère à la valeur marchande annuelle spécifique à la technologie, basée sur les prix du marché du lendemain. La question de savoir si le retrait des marchés intraday et autres qui en résulte est conforme aux exigences de l'UE est ouverte – d'où l'obligation d'évaluation.

3. Absence de réglementations sur les clauses pénales

L'art. 19d EBM-VO exige explicitement des clauses pénales en cas de résiliation unilatérale anticipée. Le projet de loi EEG ne les contient pas. C'est le seul défaut de conformité formel clair par rapport aux exigences de l'UE.

Conclusion provisoire : mini-invasif – mais pas sans risques

La Stiftung Umweltenergierecht constate que le projet de loi EEG 2027 tente de transposer les exigences de l'UE avec le moins d'interventions possible. Son évaluation est donc plus nuancée :

Le site La contribution au refinancement s'appuie sur le système existant et représente une mise en œuvre mini-invasive du concept de CfD. Il n'y a pas de rupture fondamentale du système – la prime de marché subsiste, mais elle est complétée par le mécanisme de remboursement pendant les phases de prix élevés.

Le site Cependant, les exigences de l'article 19d de l'ordonnance sur les exigences minimales pour les bâtiments ne sont pas entièrement respectées.L'absence de clause de pénalité est un déficit évident. La procédure de notification des aides déterminera si la conception axée sur la production et la focalisation sur le marché du jour au jour répondent aux exigences de l'UE.

Le site Pression due à l'expiration de l'autorisation de subvention au 31 décembre 2026 est réelle. La durée concrète de la procédure d'autorisation de l'UE dépend des contacts préalables, des autres modifications substantielles et de la portée de la procédure de notification. Pour les exploitants d'installations et les développeurs de projets, cela signifie une sécurité de planification uniquement lorsque l'autorisation est obtenue.

Qu'est-ce que cela signifie pour les exploitants d'installations d'EP financées ?

Les installations existantes qui sont aujourd'hui encouragées par la prime de marché glissante devraient prendre en compte les points suivants :

• À partir de 100 kW et avec prime de marchéLa contribution de refinancement intervient les années où les valeurs de marché annuelles dépassent la valeur imposable – les phases de prix élevés des années passées (2021-2023) auraient donc déjà conduit à des obligations de paiement.
• Plus d'acomptes mensuelsLe règlement s'effectue par la facturation de fin d'année du gestionnaire de réseau, échéant quatre semaines après.
• Réévaluer la stratégie d'échangeLe passage à la commercialisation directe autre ne se soustrait plus automatiquement à la confiscation.
• Sortie uniqueLe retrait de la captation n'est possible qu'une seule fois, mais doit être déclaré avant la fin de la dixième année civile.
• Nouveaux projetsL'entrée en vigueur de la loi sur les énergies renouvelables (EEG) 2027 dépend de l'approbation des aides d'État par l'UE. Jusqu'à cette date, l'EEG 2023 continuera de s'appliquer pour les financements en cours – toutefois, de nouveaux financements à compter du 1er janvier 2027 ne seront possibles qu'avec une nouvelle approbation.

Sources

Ce post est basé sur le projet de loi sur la loi sur les énergies renouvelables 2027 (version du 21 avril 2026), le projet de travail (version du 22 janvier 2026) ainsi que sur des informations de la Stiftung Umweltenergierecht. Pour l'étude Würzburg n° 40 de la Stiftung Umweltenergierecht (novembre 2025) sur les marges de manœuvre du droit de l'UE dans le cadre de la réforme de l'EEG, il est fait référence à la source originale. L'EEG 2027 est encore en cours de procédure législative – toutes les informations se réfèrent à l'état actuel du projet et sont susceptibles de changer.

Der Beitrag Zweiseitige Differenzverträge (CfD) im EEG 2027: Was Betreiber jetzt wissen sollten erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

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 :

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 :

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

Der Beitrag AgNes-Netzentgelte 2029: Kapazitätspreis, Dynamisierung & Industriemodelle — Zwischenbericht Mai 2026 erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Ce document fait référence à la version 7.6 du glossaire officiel du BAFA datée du 01/04/2026, qui ici à consulter ou à télécharger.

Module 3 : Logiciels de gestion de l'énergie et technologie de gestion et de régulation des bâtiments

Le module 3 encourage les investissements dans les technologies de mesure, de contrôle et de régulation (MCR), la technologie des capteurs ainsi que les logiciels de gestion de l'énergie répertoriés. C'est le module de subvention central pour la mise en œuvre de systèmes de gestion de l'énergie.EMSdans le contexte de Photovoltaïque et Stockage sur batterie.

Qu'est-ce qui est promu ?

• Energiemanagement-Hardware (z. B. EMS-Gateway, MSR-Komponenten)
• Frais de licence pour les logiciels de gestion de l'énergie répertoriés par le BAFA
• Solutions logicielles basées sur le cloud (éligibles à la période d'attribution)
• Compensation de courant de retour (lors de l'intégration dans un EMS)
• Capteurs et enregistreurs de données
• Technique de contrôle et de régulation avec un lien prouvé avec l'efficacité énergétique

Les dispositifs qui ne sont pas éligibles selon le module 3 sont les batteries de stockage, les onduleurs, les modules photovoltaïques, la livraison du système complet, la maintenance, les mises à jour et les renouvellements de licence après la période d'approbation.

Exigences techniques minimales pour le module 3

Selon le résumé actuel, lors de la demande de technologie MSR et de capteurs, un concept système doit être soumis, montrant l'intégration de la technologie subventionnée dans un système de gestion de l'énergie répertorié auprès du BAFA. De plus, les documents suivants sont requis en fonction de la mesure :

• Plan de collecte de données (pour les technologies de mesure et de capteurs)
• Plan d'action avec objectif de commande/régulation (en technique de mesure, régulation et d'automatisation)
• Liste des actionneurs et capteurs

Important : Le logiciel de gestion de l'énergie utilisé doit figurer sur la liste officielle des logiciels éligibles au financement du BAFA et être intégré dans le système de gestion de l'énergie ou de l'environnement.

Module 4 : Stockage d'énergie électrique et optimisation des processus

Le module 4 est le financement premium du programme EEW, largement ouvert aux technologies. Il s'adresse aux mesures visant à accroître l'efficacité énergétique et matérielle dans les processus industriels et commerciaux – et constitue ainsi le module ayant le champ d'application le plus large pour les projets de PV et de stockage dans le contexte commercial et industriel.

La condition préalable est toujours un Concept d'épargne avec des économies de gaz à effet de serre prouvées, qui doivent être documentées conformément aux directives du BAFA. De plus, une subvention peut être accordée pour des mesures sélectionnées (utilisation de la chaleur résiduelle, électrification, hydrogène) Bonus de décarbonisation allant jusqu'à 10 points de pourcentage être autorisé.

Qu'est-ce qui est promu ?

• Stockage électrochimique (stockage par batterie) avec proof de réduction de CO₂ conformément à la fiche d'information „ Facteurs CO₂ ”
• systèmes photovoltaïques en tant que partie de Mesures d'électrification – d. h. Umstieg von einem fossilen Energieträger auf Strom aus erneuerbaren Quellen (Prozessumstellung)
• Mesures d'électrification des procédés (y compris le Power-to-Heat dans le respect des exigences de l'annexe M4, section 2.5.3)
• Changements de processus et de procédures pour l'économie d'énergie et/ou de ressources
• Mesures d'utilisation de la chaleur résiduelle des procédés (exploitation, alimentation de réseaux de chaleur, production d'électricité par cycle organique de Rankine)
• Optimisation des installations de chauffage, de climatisation et de ventilation (à prédominance liée aux procédés)
• Stockage d'énergie électrique (bancs de condensateurs, stockage par batteries) dans le respect des objectifs CO₂
• Technologie MSR/EMS alternative au module 3 – si le lien avec le processus et le concept d’économies sont présentés

Les installations de production d'électricité déjà encouragées par l'EEG ne sont pas éligibles selon le module 4. Il en va de même pour les stockages de gaz, les systèmes de redondance, les installations d'occasion, les installations de combustion de biomasse (→ module 2), les installations de cogénération (→ module 2), les mesures n'ayant pas de potentiel d'économie de CO₂ prouvé.

Photovoltaïque dans le contexte d'une électrification selon le module 4

Le photovoltaïque est dans le module 4 ne peut être subventionné comme mesure de production d'électricité isolée – la production d'électricité pure n'est pas un processus au sens du programme de financement, selon le glossaire. Le PV devient pertinent lorsqu'il fait partie intégrante d'un Électrification Ainsi, lorsqu'un combustible fossile est remplacé par de l'électricité provenant d'une source renouvelable et que l'énergie ainsi produite est utilisée en grande partie pour ses propres processus. La subvention globale maximale par projet cohérent s'élève à 20 millions d'euros.

Selon ces dispositions, le courant photovoltaïque produit doit être directement utilisé pour la fabrication de produits ou la fourniture de services dans le cadre d'une activité économique. La production d'électricité pure (sans intégration dans un processus) ou les mesures qui injectent principalement de la chaleur utile dans un réseau public ne satisfont pas cette exigence. Le respect du lien avec le processus doit être démontré en détail dans le concept d'économie d'énergie.

Hauteur de financement par taille d'entreprise

Les taux de subvention sont soumis à la fois à l'éligibilité individuelle et aux directives actuelles du BAFA :

Procédure de demande : le bon déroulement

Pour les mesures financées par l'EEG, il est interdit de demander d'autres aides publiques. L'interdiction de cumul comprend également les rémunérations EEG et KWKG, ainsi que les garanties dont la valeur constitue une aide. Le respect de cette règle doit être déclaré dans le justificatif d'utilisation. Voici les étapes à respecter :

Entreprises éligibles

Les entreprises de toute taille et de tout secteur d'activité ayant un établissement en Allemagne et pouvant justifier d'une activité économique sont éligibles. Les communes et leurs régies directes ne sont pas éligibles. Les entreprises municipales ayant leur propre forme juridique et leur propre personnalité juridique peuvent, sous certaines conditions, être éligibles.

Ne sont pas éligibles les particuliers, les autorités, les établissements d'enseignement ainsi que les entreprises ne disposant pas d'un établissement en Allemagne. Les projets dont la mise en œuvre a débuté avant la demande sont en principe exclus du financement.

Der Beitrag BAFA-Bundesförderung EEW: Wissenswertes für PV- und BESS-Projekte erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Niveaux records pour les prix de l'électricité négatifs

Le 1er mai, les prix de l'électricité sur le marché de gros ont atteint entre 13h15 et 14h30 avec -499,99 €/MWh presque le prix plancher techniquement défini. Un niveau de prix aussi fort n'avait pas été observé depuis juillet 2023. Plus tard dans la journée, le marché s'est nettement inversé : dans la soirée, les prix ont grimpé jusqu'à 232,99 €/MWh (23,3 ct/kWh).

Avec cela, il en résulta un remarquable Marge journalière de 732,98 €/MWh. C'était non seulement un record de des prix négatifs de l'électricité, mais aussi un signal clair des déséquilibres structurels du système électrique.

Même le 2 mai, la tendance s'est poursuivie : les prix ont de nouveau baissé jusqu'à -120 €/MWh. La cause principale était la combinaison de :

• production d'électricité solaire et éolienne élevée
• faible demande en raison des jours fériés et du week-end
• options de flexibilité limitées dans le système électrique

Système électrique sous pression : offre excédentaire à midi

Au pic, la production photovoltaïque était d'environ le 1er mai 46 GW, pendant que la production totale d'électricité est d'environ 59 GW atteinte. À l'inverse, il y avait une charge relativement faible d'environ 43 GW.

Le sur-approvisionnement résultant a été partiellement compensé par :

• 5–6 GW de puissance de pompage, qui ont absorbé de l'électricité
• autour 10 GW d'exportations d'électricité à l'étranger

Cependant, les pays voisins ont également été touchés par des apports élevés d'énergie photovoltaïque, limitant ainsi les capacités d'exportation et la demande.

Redispatch : les interventions deviennent la norme

Dans des situations comme celles-ci, les gestionnaires de réseau de transport ont de plus en plus recours à Mesures de redistribution En faisant fonctionner les centrales électriques de manière ciblée de bas en haut, afin d'éviter les congestions du réseau.

Les conséquences :

• Réglementation des énergies renouvelables, en particulier la photovoltaïque
• en hausse Coûts du système, da les opérateurs doivent être indemnisés pour la perte d'injection
• charge supplémentaire pour les réseaux et les mécanismes de marché

Les coûts de Redispatch augmentent continuellement depuis des années et atteignent régulièrement des milliards. Les brises helléniques aggravent considérablement ce problème, car de grandes quantités d'énergie doivent être retirées du système à court terme.

Pourquoi les prix négatifs de l'électricité augmentent

Les prix négatifs de l'électricité ne sont plus des cas isolés, mais l'expression d'une tendance structurelle. Les principaux moteurs :

• Installation dynamique de systèmes PV sans augmentation simultanée de flexibilité
• Structures de production inflexibles (par exemple, centrales électriques conventionnelles à charge minimale)
• faisant référence à la demande les week-ends et les jours fériés
• Capacités limitées de stockage et de déplacement de charge

Avec une part croissante de photovoltaïque, cette tendance se renforcera à l'avenir, notamment pendant les heures de midi.

Le stockage de batteries comme clé de la solution

Le développement ciblé de stockage de batterie à grande échelle est considéré comme la réponse centrale aux défis des brises légères. Elles peuvent remplir plusieurs fonctions essentielles au système :

1. Stockage de l'excédent de courant
Les batteries chargent spécifiquement lors de prix négatifs et évitent ainsi les déclassements.

2. Stabilisation des prix de l'électricité
Grâce à l'arbitrage, le stockage atténue les pics de prix extrêmes et réduit la volatilité.

3. Décharge du système de redéploiement
Moins d'interventions des gestionnaires de réseau signifient une réduction des coûts du système.

4. Fourniture de services de réseau
Les mégastocks d'énergie peuvent également fournir de l'énergie de régulation primaire et secondaire, ouvrant ainsi de nouvelles sources de revenus.

5. Intégration des énergies renouvelables
Les batteries augmentent la capacité d'absorption du système pour une puissance PV supplémentaire.

Conclusion : La flexibilité détermine l'efficacité du système

La brise légère du premier week-end de mai 2026 montre clairement que le développement des énergies renouvelables à lui seul ne suffit pas. Sans un développement parallèle d'options de flexibilité – notamment grâce au stockage par batterie – les coûts du système, le besoin de redispatch et les distorsions du marché augmenteront.

Pour les entreprises, les fournisseurs d'énergie et les investisseurs, cela se traduit par des domaines d'action clairs :

• Intégration du stockage dans les projets énergétiques
• Utilisation des signaux de prix par une commercialisation intelligente
• Combinaison des installations photovoltaïques avec des solutions de flexibilité

La transition énergétique entre ainsi dans une nouvelle phase : Non plus seulement la production, mais l'intégration de systèmes devient le facteur de succès décisif.

Der Beitrag Hellbrise am 1. Maiwochenende 2026: Ursachen, Auswirkungen & Lösungen erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Le déploiement des accumulateurs d'électricité en Allemagne atteint de nouveaux records

D'après les analyses actuelles de l'Association fédérale de l'industrie solaire, plus de deux gigawattheures (GWh) de nouvelle capacité de stockage ont été installés au premier trimestre 2026. Cela correspond à une croissance d'environ 67 pour cent par rapport à la période de l'année précédente.

Dans l'ensemble, la Stock de batteries en Allemagne pour que environ 28 GWh, répartie sur environ 2,5 millions d'installations. Cette capacité pourrait théoriquement couvrir la consommation quotidienne d'électricité d'environ trois millions de foyers.

Le marché se développe particulièrement dynamiquement pour Accumulateur de grande capacitéLes installations d'une capacité supérieure à un mégawattheure ont vu leur ajout presque quadrupler.

À l'échelle mondiale, le photovoltaïque connaît une croissance plus rapide que son intégration.

Bien que l'installation de panneaux photovoltaïques en Allemagne stagne légèrement, l'énergie solaire se développe à grande vitesse dans le monde entier. Selon les analyses d'Ember, une organisation britannique à but non lucratif et un groupe de réflexion sur l'énergie, la production mondiale d'électricité solaire a augmenté d'environ 30 % en 2025.

Le défi : une grande partie de cette production n'est pas encore contrôlable de manière flexible. Sans capacités de stockage suffisantes continue-t-il de se produire Réglementations des installations PV – notamment en cas de congestion du réseau ou de prix négatifs de l'électricité.

Pourquoi les batteries de stockage sont cruciales pour la transition énergétique

Les batteries de stockage jouent un rôle central dans le système énergétique :

• Sécuriser la stabilité du réseau : Compensation des fluctuations de production de l'électricité éolienne et solaire
• Éviter le déremboursement : Stockage au lieu de perte d'électricité renouvelable
• Optimiser la gestion des stocks : Utilisation de l'électricité exactement quand elle est nécessaire
• Réduire les coûts du système Réduction du besoin de centrales électriques de réserve fossiles

Juste dans l'interaction de Photovoltaïque et stockage par batterie – par exemple dans les concepts de colocation – se crée un avantage systémique nettement plus élevé.

Que signifie la colocation pour les centrales photovoltaïques et les systèmes de stockage par batterie ?

Sous Colocation la combinaison directe de systèmes PV et de stockage par batterie sur un même site. L'avantage :

• stockage direct et local d'électricité à l'installation de production
• Réduction des goulets d'étranglement du réseau
• la rentabilité de l'installation augmente
• commercialisation ciblée de la flexibilité

Cela transforme une installation purement de production en composant contrôlable du système énergétique.

Les barrières du marché freinent une expansion plus poussée

Malgré la forte croissance, le Fédération allemande de l'industrie solaire nécessité d'une action réglementaire continue. Les points suivants sont particulièrement considérés comme critiques :

• procédures de connexion réseau complexes et lentes
• réglementations tarifaires du réseau peu claires ou défavorables
• absence de traitement égal des stockages dans les appels d'offres, tel que dans le cadre du Paquets réseau
• incitations limitées à des modes d'exploitation utiles au système

Sans ajustements, le fossé entre la production et la flexibilité risque de s'agrandir encore.

Conclusion : Les batteries de stockage deviennent une technologie clé

Le développement important du photovoltaïque est clair : la transition énergétique entre dans une nouvelle phase. Ce n'est plus la seule production qui est au premier plan, mais son intégration dans le système énergétique.

Stockage de batteries en Allemagne sont la condition préalable centrale pour utiliser les énergies renouvelables de manière efficace, économique et adaptée au réseau.

Le nouveau record actuel est une étape importante, mais il sera décisif de voir à quelle vitesse les cadres réglementaires et les mécanismes de marché suivront.

FAQ

Der Beitrag Batteriespeicher in Deutschland: Rekordzubau trifft auf wachsenden Flexibilitätsbedarf erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Le site Réseau 2026 ce n'est pas une loi unique, mais un ensemble de mesures réglementaires ayant des répercussions importantes sur le marché de l'énergie :

• Pochette réseau
• Nouvelle EEG
• StromVKG (Loi sur la sécurité d'approvisionnement et la capacité de transport d'électricité)

Cet article donne un aperçu actuel – et classe les principaux points de critique.

1. Paquet réseau : Les goulets d'étranglement du réseau deviennent la nouvelle norme

Le paquet réseau du BMWE sous la ministre Katharina Reiche vise principalement à répondre à la pression croissante des marchés volatils sur les réseaux électriques. Cependant, les instruments sont controversés.

Zones à capacité limitée

À l'avenir, les gestionnaires de réseau devraient pouvoir désigner les régions dans lesquelles plus de 3 % de l'injection sont limités. Ces „ zones de réseau à capacité limitée “ pourraient concerner de vastes parties de l'Allemagne, en particulier les régions où le développement du photovoltaïque et de l'éolien est important.

Critique :
Jusqu'à présent, le seuil de 3-% était considéré dans toute l'Europe comme un indicateur d'un réseau bien développé. Même dans le plan allemand de développement du réseau, cette limite est encore considérée comme la norme, et l'Allemagne se situait en 2025 dans la moyenne européenne avec environ 3,5 %. Les détracteurs font valoir qu'on présente ici une situation normale comme un problème.

Réserve de réattribution sans indemnisation

Les nouvelles installations de production dans ces zones de réseau relèvent Clause de redistribution et devraient dorénavant aucune prétention à indemnisation en cas de régulation.

Effet

• Risque d'investissement nettement accru
• Financiabilité potentiellement décroissante de projets
• Litiges prévisibles

Subventions de construction (BKZ)

Les opérateurs de réseau obtiennent le droit de, jusqu'à 15 % des frais de raccordement au réseau à répercuter sur le producteur.

Classement
Cela déplace le déploiement du réseau

Connexions au réseau basées sur le niveau de maturité

Les raccordements au réseau seront désormais attribués en fonction de l'avancement des projets, afin d'éviter des „ blocages “ causés par des projets immatures.

Positif

• Utilisation plus efficace des capacités de réseau limitées
• Réalisation plus rapide de projets avancés

2. Nouvelle loi sur la LE: intégration au marché au lieu de subventions

Parallèlement au paquet réseau, la loi sur les énergies renouvelables (EEG) sera fondamentalement réformée – avec une orientation claire : moins de subventions, plus de marché.

Suppression de la rémunération d'achat pour les petites installations et obligation de commercialisation directe à partir de 25 kWc

Les nouvelles installations photovoltaïques plus petites recevront à l'avenir plus de tarifs de rachat garantis, mais seulement la valeur de marché moins les coûts de commercialisation. De plus, le seuil de commercialisation directe est étendu aux installations PV à partir de 25 kWc et devient de facto la norme.

CFD bifaciaux à partir de 100 kWc

Pour les installations plus importantes à l'avenir, il existe un bilatéral Contrat sur la différence (CfD)Modèle :

• Prix du marché > Valeur des enchères → Remboursement des plus-values
• Prix du marché < valeur de l'offre → compensation gouvernementale

Objectif
Revenus prévisibles tout en capturant les surprofits des énergies renouvelables. Les compagnies pétrolières restent exemptées d'une taxe sur les surprofits.

Le rapport actuel sur le développement du sujet des CfD en Allemagne se trouve dans l'article “Contrats de différence bilatéraux (CfD) dans la EEG 2027 : Ce que les exploitants doivent savoir maintenant“

3. StromVKG : Retour à la logique de capacité

La nouvelle loi StromVKG (loi sur la sécurité d'approvisionnement et la capacité électriques) reprend des éléments centraux de la proposition échouée Loi sur la sûreté des centrales nucléaires (KWSG) reprend – mais sous une forme allégée. Elle vise principalement les centrales à gaz et est moins ouverte aux technologies. Après Informations du SPIEGEL La ministre Reiche a donc demandé à l'avance au groupe énergétique EnBW des aides à la discussion supplémentaires pour justifier les appels d'offres restreints.

Premiers appels d'offres uniquement pour une performance garantie à partir de 2026

• Deux tours d'appels d'offres (septembre et décembre 2026)
• 4,5 GW de puissance chacun
• Exigences qui excluent BESS :
  • 10 heures d'approvisionnement électrique continu
  • Disponibilité à nouveau après 1 heure

Ce n'est qu'à partir du troisième appel d'offres, qui aura lieu le 18 mai 2027, que Accumulateur de grande capacité participer. Sous quelles conditions, cela reste encore flou.

Classement
La loi continue de miser fortement sur la logique classique des centrales électriques, en privilégiant la puissance contrôlable plutôt que la flexibilité.

Critique : Incitations perverses et rupture du système ?

L'ensemble du paquet fait l'objet de vives critiques de la part de tous les secteurs du secteur de l'énergie.

Risque de „ zones de blocage “ de la transition énergétique

La Fédération allemande de l'industrie solaire (BSW-Solar) met en garde contre des restrictions généralisées : „ De vastes régions d'Allemagne risquent de devenir des zones interdites pour la transition énergétique. “

Sont particulièrement concernés :

• Basse-Saxe
• Schleswig-Holstein
• Bavière
• Saxe-Anhalt
• Ostfriesland

Intégration insuffisante des stocks

Simone Peter, aujourd'hui membre du conseil d'administration de l'EREF et ancienne présidente du BEE, déplore que le paquet sur le réseau se contente de traiter les goulots d'étranglement par des restrictions, au lieu de proposer des solutions favorisant la flexibilité. En Allemagne, le transfert de l'électricité photovoltaïque vers des batteries de stockage ne serait que d'environ 14 % de la production. D'autres régions, comme l'Australie, le Chili ou la Californie, atteindraient déjà 50 à 60 % de la production grâce à une réglementation plus souple.

Critique du manque d'ouverture technologique

La nouvelle association du secteur de l'énergie (bne) et l'association des entreprises municipales (VKU) critiquent la conception des appels d'offres dans le StromVKG comme étant trop peu ouverte aux technologies et trop coûteuse. Les coûts de production du gaz sont beaucoup trop élevés à 19–23 ct/kWh. Si l'on ajoute à cela les coûts indirects engendrés par une nouvelle Étude sur les centrales à gaz, situation d'électricité hors de gaz, même à 35 – 67 centimes/kWh. Ces coûts devraient être répartis sur tous les consommateurs et ne sont plus d'actualité à une époque où les coûts de production des parcs solaires s'élèvent à 4,2 à 7 ct/kWh ou ceux des installations photovoltaïques sur toiture à 6,3 à 10 ct/kWh. De plus, les coûts du CO₂ pour la production d'électricité à partir de gaz ne cessent d'augmenter.

Combustibles fossiles rares et chers

Selon les déclarations de la présidente de la Commission européenne, Ursula von der Leyen, les États membres de l'Union européenne ont à peu près en l'espace de 44 jours, suite au conflit en Iran, environ 22 milliards d'euros en plus de devoir dépenser pour les importations d'énergies fossiles. Cela montre à quel point l'Europe dépend encore des importations de pétrole et de gaz et correspondrait à peu près à 10 ans l'allemand frais de redistribution. À elle seule, la baisse temporaire de la taxe sur les produits pétroliers de mai à fin juin 2026 se traduira par une année de couverture des coûts.

Conclusion : réforme structurelle avec des objectifs conflictuels

Le paquet énergie marque un tournant dans la politique énergétique allemande :

• Plus de contrôle et de restriction dans l'accès au réseau
• Moins de soutien, intégration plus poussée du marché
• Retour à une performance sécurisée par des mécanismes de capacité

Cependant, des questions fondamentales restent en suspens :

• Le développement des énergies renouvelables est-il freiné ?
• Les investissements dans le stockage sont-ils suffisamment incités ?
• De nouvelles inégalités régionales émergent-elles ?

Une approche prudente Analyse de projet à l'avance devient donc de plus en plus important et essentiel.

Der Beitrag Netzpaket: Koalitionseinigung & Ressortabstimmung – was jetzt auf die Energiewirtschaft zukommt erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

CSRD-Obligation de reporting 2026 : Qui est actuellement concerné ?

Le plus grand changement concerne le Directive sur le reporting en matière de développement durable des entreprises (CSRD). L'UE a revu ses projets initiaux, qui prévoyaient d'inclure les entreprises de 250 salariés et plus, afin de réduire la charge administrative. Cette mesure exonère ainsi environ 90 % des entreprises initialement concernées.

• Nouveaux seuils CSRD : Seules les entreprises employant plus de 1 000 employés et un chiffre d'affaires annuel de plus de 450 millions d'euros.
• Délais et début : Pour le reste des entreprises, l'obligation débutera uniformément à partir du Exercice 2027.
• LSME – Le standard pour les PME restePour les petites et moyennes entreprises cotées en bourse (PME) qui sont également soumises à l'obligation de déclaration, le reporting LSME (Listed Small and Medium-Sized Enterprises) sera introduit.
• Rapports VSME volontaires toujours possiblesPour contrer l'effet de ruissellement, les PME non orientées vers les marchés des capitaux peuvent continuer à déposer des rapports VSME („ Voluntary Small and Medium-sized Enterprises “).

Étant donné que la mise en œuvre actuelle de la CSRD n'a pas encore été ratifiée en Allemagne, le processus législatif national doit se baser sur SED-Démarrage des mises à jour. Ceci sera traité comme un acte délégué dans le 2ème trimestre 2026 attendue pour les entreprises qui sont actuellement soumises à la NFRD, la collecte de données selon la CSRD s'appliquera à partir de 2026. Pour les nouvelles entreprises concernées, ce sera à partir de 2027, avec une obligation de reporting en 2028. Les normes pour Rapports de durabilité LSME et VSME devraient être nettement moins complexes et offrir des obligations de divulgation simplifiées.

CSDDD-Mise à jour : Nouvelles limites pour la directive européenne sur le devoir de diligence

Même lors de la Directive sur le devoir de diligence des entreprises en matière de durabilité (DDESC) y a-t-il des changements majeurs. L'UE a maintenant remplacé la mise en œuvre progressive précédemment prévue par une réglementation uniforme. Les changements les plus importants de la CSDDD en un coup d'œil :

1. Obstacles plus élevés : Seulement les grandes entreprises de plus de 5 000 employés et concernant 1,5 milliard d'euros de chiffre d'affaires tombent directement sous le coup de la directive européenne.
2. Date de début unique : La date de début d'application a été reportée pour toutes les entreprises concernées au 26 juillet 2029 decalé.
3. Adaptation de la loi sur la diligence raisonnable en matière de chaîne d'approvisionnement : Le gouvernement fédéral allemand doit maintenant le existant Loi sur le devoir de diligence des entreprises concernant les chaînes d'approvisionnement s'adapter à ces nouvelles normes européennes, ce qui pourrait représenter un soulagement pour de nombreuses entreprises allemandes.

Pourquoi les non-concernés doivent agir quand même

Le „ Passeport de données “ : qui ne livre pas, est viré

Les grands groupes tenus de déclarer (> 1000 employés) doivent divulguer l'intégralité de leur chaîne de valeur. En tant que fournisseurs, bien qu'ils ne soient pas légalement tenus, ils sont généralement contractuel soumis à l'obligation de fournir des données. Ceux qui ne peuvent pas fournir un bilan CO₂ ou des preuves sociales risquent d'être exclus en tant que fournisseurs.

2. La standardisation permet de réaliser des économies (effet d'attraction des ESRS)

Au lieu de répondre aux questionnaires individuels de chaque client, il est recommandé de s'orienter vers LSME- ou VSME-Standard (pour les PME non cotées en bourse). Une préparation de données unique et standardisée permet de gagner du temps et renvoie une image de professionnalisme auprès des clients.

3. Banques & Finance Verte

Le site Taxonomie de l'UE oblige les banques à évaluer la durabilité de leurs portefeuilles de prêts. Les entreprises qui ne font preuve d'aucune transparence en matière d'ESG devront à l'avenir avoir affaire à taux d'intérêt plus élevés ou des conditions de crédit plus difficiles. Les données de durabilité sont donc une condition directe pour des conditions de financement attractives.

Comparaison : ancienne planification vs. nouvelle directive européenne 2026

Conclusion : Ce que les entreprises devraient faire maintenant

Malgré les allègements massifs apportés par la directive omnibus, les fournisseurs n'ont aucune raison de rester inactifs. Même si les entreprises se situent en dessous des nouveaux seuils, leurs clients importants soumis à reporting continueront de leur demander des données ESG (effet d'entraînement). Une base de données solide reste donc un avantage concurrentiel et répond aux exigences des clients importants et des prêteurs.

Der Beitrag Update 2026: Neue CSRD-Schwellenwerte & CSDDD-Änderungen durch EU-Omnibus-Richtlinie erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

L'évaluation à grande échelle de plus de 1,2 million d'installations photovoltaïques en Allemagne donne en moyenne une valeur réelle d'environ. 0,6 pour cent, qui ralentit même avec l'âge croissant des installations. Pour les opérateurs, les investisseurs et les planificateurs, cela signifie que de nombreux calculs existants sous-estiment le rendement possible en électricité sur la durée de vie – avec des effets positifs sur le retour sur investissement, les avantages pour le climat et la planification des investissements de remplacement.

La dégradation dans les installations photovoltaïques désigne la perte progressive de la capacité de production d'énergie d'un panneau solaire au fil du temps.

dégradation baisse progressive des performances d'une installation photovoltaïque sur la durée de fonctionnement. Ceci est généralement indiqué en pourcentage par an. Chaque installation perd avec le temps une petite partie de sa capacité à convertir l'énergie solaire réfléchie en énergie électrique – causée par la fatigue du matériau, les intempéries, les changements de température, les rayons UV, la pollution et les processus de vieillissement électrique. Ce qui est décisif ici : même de petites différences dans la dégradation supposée s'additionnent sur 20 ou 30 ans de fonctionnement pour générer des écarts considérables dans les quantités d'électricité attendues et donc dans les revenus, le coût par kilowattheure et l'évaluation des investissements. Il est important de faire la distinction entre les différents niveaux de considération :

Dégradation du module (considération physique)

La dégradation des modules décrit la perte de puissance des modules PV individuels dans des conditions standardisées et est, dans de nombreux cas, le seul coefficient pris en compte dans le calcul de la rentabilité des installations complètes. Les causes typiques qui entraînent la Rendement des cellules solaires influencer

• effets induits par la lumière (LID)
• vieillissement lié au matériau
• Microfissures et fatigue cellulaire

Après une dégradation initiale des modules au cours de la première année d'exploitation (environ 1 à 2 % par an), la perte de puissance annuelle s'élève généralement, selon l'étude de la BTU, à environ 0,3–0,5 %. Ces valeurs sont principalement basées sur des tests en laboratoire et les spécifications du fabricant et représentent une vision techniquement isolée.

Dégradation du système (ensemble technique)

L'étude de la BTU élargit également la perspective à la dégradation du système, c'est-à-dire à l'ensemble de l'infrastructure technique d'une installation photovoltaïque. En plus des modules, les éléments suivants sont pris en compte ici :

• Onduleur (pertes d'efficacité, durée de vie)
• Câblage de modules PV et points de contact
• pertes électriques et effets d'inadaptation

Typiquement, on utilise ici des taux de dégradation d'environ 0,5 à 0,8 % par an fixé. Ces valeurs sont plus proches de la pratique, mais elles sont souvent encore basées sur des hypothèses de modèles et moins sur des données réelles mesurées sur le long terme.

Dégradation des rendements (décision économique)

Pour les opérateurs et les investisseurs, le rendement énergétique réel est finalement le facteur décisif. La dégradation du rendement décrit la diminution de la quantité d'électricité réellement produite par une installation. Outre les effets techniques, les influences opérationnelles et spécifiques au site entrent également en jeu, qui sont également prises en compte par l'étude de la BTU :

• Salissure
• Températures et influences météorologiques
• Maintenance et exploitation
• pannes temporaires

L'étude actuelle repose sur jusqu'à 16 ans de données d'exploitation de 1,25 million d'installations photovoltaïques d'une capacité totale de 34,9 GW, ainsi que sur les données publiques des opérateurs de réseau, des registres centraux des données du marché et des services météorologiques (DWD, Copernicus). Elle montre une dégradation moyenne du rendement d'environ 0,59 % par an (fourchette d'environ 0,52 à 0,61 % par an).

Principaux résultats de l'étude à partir de données de terrain actuelles

La nouvelle étude de la BTU, „ From shine to decline ”, a analysé plus de 1,25 million de systèmes photovoltaïques en Allemagne, d'une capacité totale d'environ 35 GW et ayant jusqu'à 16 ans de fonctionnement – soit beaucoup plus de données que toute étude antérieure. La baisse annuelle moyenne de puissance (dégradation) des systèmes complets se situe entre 0,52 et 0,61 pour cent – moins que les 0,8 pour cent souvent cités dans la littérature. Ainsi, la performance globale des systèmes est plus proche des valeurs de dégradation des modules que ce que l'on pensait auparavant. Cela suggère une stabilité globale élevée des systèmes photovoltaïques modernes.

La dégradation non linéaire est particulièrement pertinente. Au cours des premières années d'exploitation, des effets plus marqués se produisent, puis le taux de dégradation s'atténue, de sorte que les installations vieillissent plus lentement de seulement 7 à 13 % après 10 ans. Cela conduit à un fonctionnement plus stable des installations dans leur phase d'exploitation ultérieure que ce n'est généralement supposé dans les modèles classiques.

Les installations de grandes surfaces et de toits dans le secteur commercial présentent des taux de dégradation environ un tiers plus élevés que les petites installations de toits privées, probablement en raison de systèmes plus complexes et de la dégradation induite par le potentiel (PID). Comparées aux revues mondiales (moyenne de 0,8 %), les valeurs précédentes ont surestimé la baisse pour le climat tempéré allemand. Pour les praticiens, cela signifie qu'après 20 ans, la performance est généralement encore d'environ 90 % – une fin de vie technique après 20 ans est trop pessimiste.

Implications pour la rentabilité et la planification

La moindre dégradation réelle entraîne des rendements énergétiques prévisionnels plus élevés sur la durée de vie d'une installation photovoltaïque – avec des avantages directs pour la rentabilité et les décisions d'investissement. En supposant un déclin annuel de 0,6 % au lieu de 0,8 %, une installation type produit après 20 ans autour 3–5 % d'électricité en plus, ce qui, pour les projets plus importants, se traduit par des revenus supplémentaires de plusieurs milliers d'euros par an.

Le site Coût actualisé de l'électricité (CAE) diminue en conséquence, car l'investissement initial est réparti sur un plus grand nombre de kilowattheures produits – ce qui est particulièrement intéressant dans un contexte de hausse des prix de l'électricité et des subventions. De plus, cette nouvelle estimation réaliste a également un impact sur la rentabilité des modèles PPA et Contracting. Le taux de dégradation plus faible augmente la sécurité de la planification et améliorer la base de calcul. Dans l'ensemble, les chercheurs de Cottbus estiment que rien qu'en Allemagne, plusieurs centaines de millions d'euros par an pourraient être économisés d'ici 2040 en coûts de maintenance et de repowering.

Impact du climat et de l'emplacement sur la dégradation des installations PV

Outre l'âge, les facteurs météorologiques et environnementaux influencent mesurablement la performance des panneaux photovoltaïques. Chaque jour de chaleur extrême (supérieur à 30 °C), chaque jour de gel (inférieur à 0 °C) ou chaque microgramme de particules fines (PM10) par mètre cube réduit le rendement annuel de 0,038 à 0,101 point de pourcentage. Le stress thermique affecte particulièrement durement les installations plus anciennes et s'aggrave avec le temps, tandis que le gel et la pollution de l'air nuisent davantage aux systèmes plus récents.

Les précipitations ont tendance à avoir un léger effet positif sur le climat allemand grâce au refroidissement et à l'auto-nettoyage des modules. En revanche, les événements de fortes pluies génèrent souvent aussi des contraintes mécaniques. Les exploitants doivent donc tenir compte du fait que les sites du sud de l'Allemagne sont soumis à plus de chaleur ou que les zones urbaines sont affectées par une pollution plus importante. Cela nécessite une maintenance plus fréquente, tandis que les installations du nord de l'Allemagne bénéficient généralement de conditions plus clémentes.

Impacts pour la planification et l'exploitation

Pour Planificateur de projet Les hypothèses de dégradation de 0,5 à 0,7 % par an pour les installations photovoltaïques allemandes sur toiture sont-elles plus réalistes que les 0,8 à 1,0 % souvent conservateurs – en particulier pour les composants de haute qualité, une exploitation optimisée et un bon entretien. Inclure dans les modèles de rendement les données climatiques locales (par exemple, de DWD) afin de tarifer précisément les risques de chaleur, de gel et de pollution par site.

Opérateur devraient donner la priorité à la gestion de la chaleur – l'ombre, la ventilation ou des modules tolérants à la chaleur aident, car les installations plus anciennes y sont particulièrement sensibles ; nettoyer régulièrement à proximité des industries ou des axes de transport pour minimiser les effets des particules fines. Cependant, les grands parcs solaires et les installations sur toiture nécessitent des inspections plus fréquentes en raison de leur risque de dégradation un tiers plus élevé.

Investisseurs profiter de volumes d'électricité plus élevés attendus. Cela signifie que les installations existantes ont une valeur plus élevée que prévu et que les nouveaux projets sont rentables plus rapidement.

À propos de l'étude

L'étude analysée „ From shine to decline – Degradation of over 1 million solar photovoltaic systems in Germany ” sera publiée en 2026. Économie de l'énergie publié. Elle analyse toutes les données à l'aide de régressions de panel à effets fixes de haute dimension, se distinguant ainsi nettement des travaux antérieurs. Par rapport aux études précédentes, elle les surpasse grâce à l'énorme taille de l'échantillon (millions contre milliers d'installations), à la longue période d'observation (16 ans en continu) et à la prise en compte des facteurs environnementaux ainsi que de la dégradation non linéaire. S'appuyant sur des sources de données ouvertes telles que le registre central du marché, la transparence du réseau et le DWD, elle fournit ainsi des résultats très robustes et pertinents pour la pratique, adaptés au climat tempéré allemand.

Comparaison directe avec les études précédentes

Dégradation non linéaire maintenant la norme

Elle surpasse les études précédentes grâce à la taille considérable de son échantillon (des millions d'installations contre quelques milliers), à la longue durée d'observation (16 ans sans interruption) et à la prise en compte des facteurs environnementaux ainsi que de la dégradation non linéaire. S'appuyant sur des sources de données ouvertes telles que les registres de données de base du marché, la transparence du réseau et le DWD, elle fournit ainsi des résultats extrêmement fiables et pertinents pour le climat tempéré de l'Allemagne. Une étude menée en 2026 par la Haute école spécialisée de Suisse méridionale (SUPSI) a abouti à un résultat similaire. Là aussi, après une durée d’exploitation de 25 à 30 ans, les installations photovoltaïques affichaient encore 80 % de leur puissance nominale initiale.

Der Beitrag Degradation von PV-Anlagen: Real deutlich geringer als lange angenommen erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Le déploiement ciblé du réseau est ancré dans le § 8 de l'EEG depuis février 2025 et permet ainsi la réalisation de projets d'énergies renouvelables, même dans les „ zones de réseau à capacité limitée “, telles qu'elles sont définies dans Réseau 2026 être appelé. Ce faisant, le Limite de capacité d'une connexion réseau consciemment via de grands parcs solaires et/ou via de grands systèmes de stockage de batteries surdimensionné. Une gestion opérationnelle intelligente capte spécifiquement les pics d'injection et les décale vers des périodes de faible charge du réseau. Ainsi, les limitations dues au redéploiement peuvent être considérablement réduites, tout en exploitant de nouveaux potentiels de revenus – par exemple, grâce à une commercialisation flexible ou à des modes de fonctionnement respectueux du réseau.

La réserve de redéploiement et ses risques pour les grands projets photovoltaïques

Dans les zones de congestion (réduction > 31 % de la consommation annuelle), conformément au « Netzpaket 2026 », les nouvelles installations d'énergies renouvelables devront à l'avenir Clause de redistribution accepter. Cela signifie qu'en cas de limitation due au réseau, la compensation EEG est complètement supprimée pendant 10 ans au maximum. C'est précisément ce qui limite la rentabilité de Grands projets photovoltaïques en particulier, car les futures quotas de redéploiement sont difficiles à prévoir. Les investisseurs font donc également des calculs plus conservateurs et les institutions financières valorisent depuis lors plus cher les projets de goulets d'étranglement.

Dans ce contexte, Solutions de flexibilité directement au point de connexion au réseau (NVP) devient de plus en plus une condition préalable à la faisabilité de nouveaux projets. L'intégration de systèmes de stockage et l'utilisation de systèmes de contrôle intelligents permettent d'atténuer les pics d'injection de manière ciblée et d'éviter activement les limitations dues au réseau. Au lieu d'accepter passivement les mesures de redéploiement, les opérateurs peuvent adapter leurs installations de manière flexible à la situation du réseau et ainsi stabiliser la quantité réelle d'injection. Cela augmente non seulement la sécurité de la planification, mais améliore également la financementabilité, car les projets deviennent plus résilients face aux risques économiques de la réserve de redéploiement.

Qu'est-ce que la surstructure du réseau – et comment fonctionne-t-elle avec le PV + BESS ?

La surdimensionnement du réseau décrit le principe de dimensionnement délibérément excessif de la puissance installée d'un système photovoltaïque par rapport à la capacité de raccordement au réseau disponible. Concrètement, cela signifie, par exemple : un Installation photovoltaïque d'une puissance de 15 MWc sera fait conjointement avec un BESS avec une capacité de 5 MWh à un NVP avec seulement 10 MW de puissance de raccordement connecté. Techniquement, la gestion intelligente compense la différence entre la production et la capacité de connexion. Alors que le système solaire génère des pics d'injection importants, notamment à midi, le système de stockage par batterie absorbe l'énergie excédentaire et la réinjecte dans le réseau avec un décalage temporel – par exemple, en soirée ou en cas de faible ensoleillement. Ce n'est qu'en dernière extrémité qu'une réduction de l'injection devient nécessaire.

Cela permet de lisser les pics de charge négatifs ou positifs sur le réseau et d'utiliser les capacités du réseau de manière nettement plus efficace. Une étude du BEE datant de 2024 montre que, même avec une densité de construction d'environ 150 %, les pertes de régulation restent à un faible niveau, inférieur à 5 %, tandis que la charge du point de raccordement au réseau augmente de 30 à 40 %. Avec des systèmes de stockage intégrés, des taux de densification allant jusqu’à 250 % seraient même réalisables dans la pratique. Au total, il serait possible de Utilisation du réseau par surconstruction de réseau améliorer de 53 %.

Étude EWI : 1,8 milliard d'euros d'économies sur les coûts des réseaux

Une étude de l'EWI de l'été 2025 quantifie le potentiel de l'étude BEE et donne des chiffres précis. Selon cette étude, la surcouverture du réseau par le photovoltaïque et l'éolien réduit les coûts annuels de développement du réseau jusqu'à 1,8 milliard d'euros. De plus, l'optimisation de l'utilisation de l'infrastructure existante permettra de retarder un nouveau bâtiment coûteux, ce qui est très nécessaire. Pour les grands projets photovoltaïques combinés à des BESS, cela signifie que la Les goulets d'étranglement du réseau deviennent des opportunités, la flexibilité locale émergente réduisant le besoin d'expansion du réseau dans la région.

Combiné au câble-pooling – c'est-à-dire PV, éolien et BESS au même NVP – cela produit un effet multiplicateur. L'excès d'énergie solaire charge les batteries pendant la journée, qui injectent lorsque nécessaire ou absorbent les situations de redéploiement. Le taux d'utilisation du réseau augmente ainsi et les limitations coûteuses diminuent. Selon l'EWI, les économies suivantes sont réalisées en cas de surdimensionnement du réseau :

Exemples de mise en œuvre d'une surcouche de réseau pertinente

1. Terrain PV avec BESS dans une zone de réseau de distribution à capacité limitée

Un gestionnaire de réseau de distribution classe une zone du réseau comme „ zone de réseau à capacité limitée “, car le taux de délestage y dépasse déjà 3%. Un développeur de projet prévoit de construire un nouveau parc solaire et apprend du gestionnaire de réseau que, au point de raccordement souhaité, seule 10 MW de puissance de raccordement sont disponibles. Un projet classique de 10 MWp PV avec réserve de redéploiement serait certes raccordable en principe, mais supporterait le plein risque économique des arrêts gratuits.

Au lieu de cela, l'opérateur opte pour une surcouche de réseau stratégique : il installe 15 MWc de puissance photovoltaïque et complète le système par un BESS d'une capacité de 7,5 MWh. Sur un Système de gestion de l'énergie (EMS) Il est garanti que la puissance d'injection maximale au point de connexion du réseau (NVP) de 10 MW ne sera dépassée à aucun moment.

En période de fort ensoleillement, les surplus sont dirigés vers le stockage au lieu d'être écrêtés. Ce n'est que lorsque le stockage est plein et que la charge du réseau ne permet plus d'injection supplémentaire que le limiting controlled output de l'installation photovoltaïque intervient. Sur une base annuelle, l'exploitant peut ainsi réaliser un rendement énergétique nettement plus élevé via la même connexion au réseau, tandis que les mesures de redéploiement sont sensiblement réduites.

2. Projet hybride avec parc éolien, centrale photovoltaïque et BESS

Dans une région venteuse, un parc éolien avec 20 MW de puissance de raccordement en service depuis plusieurs années déjà. Bien que le NVP soit occupé à 100 % et que des régulations de puissance aient lieu régulièrement, et bien qu’une extension soit coûteuse et ne puisse être réalisée qu’avec une importante subvention pour les coûts de construction, l’exploitant souhaite intégrer en plus une installation photovoltaïque et un grand système de stockage.

Dans le cadre d'un concept hybride, la puissance de raccordement au réseau existante est délibérément surdimensionnée : à côté du parc éolien, 15 MWc de puissance photovoltaïque und ein Batterie de stockage de 10 MWh est connecté au NVP. Ici aussi, le système de gestion d'énergie (EMS) s'adapte automatiquement à l'ensemble du système. Pendant la nuit et en cas de faible rayonnement solaire, l'énergie éolienne domine l'injection, tandis que pendant la journée, le parc solaire fournit une puissance élevée. Le stockage absorbe les surplus éoliens et photovoltaïques lorsque la capacité d'absorption du réseau est faible et les restitue décalés dans le temps. Ainsi, les pics d'injection de l'installation combinée sont lissés et les interventions de redéploiement (Redispatch) sont considérablement réduites.

3. Gros consommateurs avec injection PV et BESS

Une entreprise à forte intensité énergétique dispose d'un raccordement moyenne tension avec 5 MW de puissance, via lequel l'ensemble de la consommation d'électricité ainsi qu'une installation solaire photovoltaïque existante sur le toit est géré. En raison de l'augmentation des prix de l'électricité et des objectifs de durabilité, l'entreprise prévoit d'étendre considérablement son autoconsommation avec une installation solaire photovoltaïque au sol et un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) sur le site de l'entreprise. Cependant, le gestionnaire du réseau indique qu'une augmentation de la puissance de raccordement ne serait possible qu'avec une extension considérable du réseau.

L'entreprise décide de surdimensionner stratégiquement sa connexion réseau existante et en installe une supplémentaire 7 MWc de puissance photovoltaïque avec BESS d'une capacité de 4 MWh. En fonctionnement normal, le système PV couvre d'abord la consommation propre de l'usine. Les surplus chargent le stockage et, si les capacités de raccordement sont disponibles, l'opérateur reçoit une rémunération pour l'injection. Pendant les heures de faible consommation ou les week-ends avec une forte production PV et un stockage plein, le EMS empêche le dépassement de la limite de 5 MW et régule la puissance du système PV à la baisse.

Pooling de câbles comme mise en œuvre opérationnelle de la superposition de réseau

Les scénarios décrits dans la pratique Multiplexage de câbles voraus – le partage d'un point de connexion réseau par les installations PV, BESS et éventuellement d'autres installations d'ER. Il existe deux variantes principales :

• Colocation-Modèle: L'installation PV et le BESS ont des lieux de marché (MaLo) et des concepts de mesure distincts. Le stockage peut être chargé de manière flexible avec de l'électricité grise et desservir les marchés de services de réglage, tout en maintenant l'éligibilité de l'installation PV aux subventions EEG.
• Modèle hybride: L'installation PV et le BESS sont connectés derrière un MaLo. Le stockage est chargé exclusivement avec de l'électricité verte PV – conforme à l'EEG, mais avec une flexibilité de marché réduite.

Les deux modèles utilisent des contrats de raccordement flexibles au réseau (§ 8a EEG) qui définissent des limites d'injection dynamiques. Un EMS coordonne toutes les décisions en temps réel entre la recharge du stockage, la consommation propre et l'injection dans le réseau.

Conditions juridiques et techniques

Juridiquement projets nécessaires :

• Approbation du gestionnaire de réseau pour la surconstruction (§ 8 par. 1a EEG 2023)
• Contrat de raccordement réseau flexible avec puissances maximales définies
• Concepts de mesure distincts pour la colocation (compteurs de mesure + compteur)
• Preuve de la contrôlabilité technique

Technique crucial sont :

• Systèmes de gestion d'énergie (EMS) avec modèles prédictifs (production PV, charge, prix du réseau)
• Régulation rapide des performances (< 1 seconde de temps de réaction)
• Communication avec le gestionnaire de réseau (par exemple, via IEC 61850)
• Systèmes redondants pour la sécurité de fonctionnement

Liste de contrôle pour la mise en œuvre des projets de surélévation de réseaux

Lors de la planification et de la mise en œuvre de projets de surimposition de réseau, CUBE CONCEPTS assure la coordination globale de toutes les étapes cruciales. Le point de départ est une analyse approfondie du réseau, évaluant les taux d'étranglement et les limites de capacité au point de connexion du réseau. Sur cette base, nous développons un concept technique optimisé avec le niveau de surimposition approprié, le stockage par batterie et le système de gestion de l'énergie (EMS).

Parallèlement, nous clarifions le cadre réglementaire, en particulier l'accord flexible de raccordement au réseau conformément au § 8a EEG, en étroite concertation avec le gestionnaire de réseau. En complément, nous réalisons des calculs de rentabilité solides qui prennent en compte les risques de redispatch ainsi que les potentiels de revenus supplémentaires – par exemple, issus de Énergie de réglage ou Commerce d'électricité – pris en compte. La mise en œuvre coordonnée et parallèle de projets PV et de stockage garantit que la surcharge du réseau est réalisée de manière techniquement efficace et économiquement réussie.

Conclusion : De la contrainte du réseau à la stratégie de flexibilité

La superposition de réseau avec PV et BESS transforme les défis du "package réseau" 2026 en avantages concurrentiels. Alors que la réserve de redéploiement entrave les investissements, le point d'interconnexion au réseau peut être mieux utilisé et il en résulte :

• Délais de projet plus courts (pas d'extension de réseau)

• Rendements énergétiques plus élevés (meilleur taux d'occupation annuel)
• Revenus supplémentaires par les marchés de flexibilité
• Publication du système à la stabilité du réseau

Les entreprises qui repensent leur stratégie dès maintenant se positionnent mieux pour la transition énergétique.

Der Beitrag Netzüberbauung mit PV & BESS als Lösung zum Redispatch-Vorbehalt erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Mais quelles sont les conséquences financières de cette augmentation ? Une étude courte actuelle des Forums Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft (FÖS) im Auftrag de Green Planet Energy, montre que le courant issu du gaz naturel est bien plus cher que ce qui est souvent affirmé. Si l'on prend en compte non seulement les coûts de production de l'électricité, mais aussi coûts sociaux globaux Avec, la sauvegarde présumée devient un fardeau coûteux.

Les centrales au gaz, un élément essentiel de la sécurité d'approvisionnement ?

Avec la part croissante de l'électricité éolienne et solaire, la structure du système électrique change fondamentalement. Comme les énergies renouvelables produisent de manière dépendante des conditions météorologiques, des capacités flexibles supplémentaires sont nécessaires pour intervenir à court terme. C'est précisément ce rôle que les capacités supplémentaires devraient, selon le BMWE, jouer à l'avenir. centrales à gaz contrôlables prendre en charge. Après Accumulateurs de grande capacité et l'hydroélectricité, les centrales au gaz sont considérées comme relativement flexibles par rapport aux autres centrales fossiles. Elles peuvent monter et descendre en puissance relativement rapidement et sont donc fondamentalement adaptées pour combler les lacunes de puissance à court terme. Cependant, elles font de plus en plus l'objet de discussions économiques et climatiques – notamment en ce qui concerne vos coûts réels.

Coûts de production d'électricité des centrales à gaz

Si l'on ne tient compte que des coûts de production d'électricité classiques, les coûts de l'électricité provenant de nouvelles centrales à gaz se situent actuellement dans la fourchette de, selon divers calculs, environ 19 bis 23 centimes par kilowattheure.

Ces coûts comprennent plusieurs composantes :

• Coûts d'investissement pour la construction et le financement de la centrale électrique
• Exploitation et maintenance
• Coût du combustible pour le gaz naturel
• Coûts du système européen d'échange de quotas d'émission (quotas d'émission de CO₂)

Un essentiel et coût imprévisible est le combustible lui-même. Les prix du gaz sont sujets à de fortes fluctuations du marché et peuvent influencer considérablement la rentabilité d'une centrale. De plus, il y a Prix CO₂, qui devrait continuer à augmenter dans le système européen de quotas d'émission à l'avenir, engendrant ainsi des coûts supplémentaires pour les centrales à combustibles fossiles.

Coûts sociétaux des centrales à gaz

L'étude FÖS mentionnée élargit cette considération classique en ajoutant des éléments dits Coûts au niveau de la société dans son ensemble. Les auteurs entendent par là les coûts qui, bien qu'engendrés par l'utilisation d'énergies fossiles, ne sont pas entièrement inclus dans le prix de l'électricité.

Ces coûts comprennent, entre autres :

• Dommages climatiques dus aux émissions de CO₂
• Émissions de méthane le long de la chaîne d'extraction et de transport de gaz
• subventions publiques pour les infrastructures gazières
• risques économiques liés aux crises des prix de l'énergie

Si ces facteurs sont inclus dans le calcul, le coût de l'électricité produite par les centrales à gaz augmenterait considérablement, selon l'étude. Selon les hypothèses, le coût total pourrait atteindre 35 bis 67 centimes par kilowattheure s'élèvent. Une partie de ces coûts provient des dommages climatiques, qui ne sont que partiellement pris en compte dans le prix actuel de l'électricité. Ainsi, une seule centrale au gaz peut émettre plusieurs millions de tonnes de CO₂ au cours de sa durée de vie. Dans la modélisation de l'étude, une centrale de référence d'une puissance de 500 mégawatts, en fonction de son taux d'utilisation, provoque jusqu'à 8,4 millions de tonnes de CO₂. Selon l'approche d'évaluation sous-jacente, cela entraîne des dommages climatiques de plusieurs milliards.

Chiffres clés de l'étude sur l'électricité des centrales à gaz (exemple)

Comparaison avec les énergies renouvelables et les options de secours alternatives

Pour comparaison : les coûts de production d'électricité des nouvelles installations éoliennes et photovoltaïques se situent souvent, selon les études actuelles, inférieur à 10 centimes par kilowattheure. Cependant, ces technologies remplissaient un rôle différent dans le système électrique, selon les auteurs de l'étude. Bien qu'elles produisaient de l'électricité à faible coût, des capacités flexibles supplémentaires étaient nécessaires pour équilibrer l'offre et la demande à tout moment. Outre les centrales électriques au gaz, diverses alternatives sont discutées à cet effet, notamment :

• Stockage sur batterie
• Installations de bioénergie
• Centrales à hydrogène
• Gestion de la demande et flexibilité de la puissance

La combinaison de ces technologies qui représentera à long terme la solution la plus rentable pour la sécurité d'approvisionnement fait l'objet d'analyses politiques et économiques intensives en matière d'énergie.

Comparaison des coûts de différentes technologies

Depuis le milieu des années 2010, les coûts des énergies renouvelables sont inférieurs à ceux des combustibles fossiles. L'éolien et Coûts d'acquisition de PV couler depuis lors légèrement. Les valeurs de ce tableau proviennent, entre autres, de l'étude actuelle du FÖS et de Fraunhofer ISE.

Classification : Une comparaison complexe des coûts

Les résultats de l’étude montrent surtout une chose : l’évaluation des technologies de centrales électriques dépend fortement de, quelles dépenses sont prises en compte. Alors que les coûts de production d'électricité classiques ne prennent en compte que les coûts directs de la production d'électricité, des analyses plus complètes tentent également d'intégrer les effets externes tels que les dommages climatiques ou les risques systémiques. Les deux perspectives jouent un rôle dans les décisions en matière de politique énergétique. Pour la conception future du système électrique, il sera donc crucial de savoir comment concilier la sécurité d'approvisionnement, les objectifs climatiques et l'efficacité économique.

Der Beitrag Neue Studie zu Gaskraftwerke: Wie teuer ist Strom aus Erdgas wirklich? erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

• Accélération du déploiement des technologies renouvelables innovantes : Créer des cadres réglementaires et de soutien clairs pour les nouvelles technologies et applications (par exemple, énergie marine, éolien flottant, agrovoltaïque ou photovoltaïque flottant) afin de soutenir cibler le lancement sur le marché, les investissements ainsi que la recherche et l'innovation.
• Approbations plus rapides pour les réseaux et le stockage : Accélérer le développement des réseaux électriques et des solutions de stockage, notamment par la désignation de zones d'infrastructure spéciales où les procédures de planification et d'autorisation peuvent être simplifiées.
• Tarifs de réseau durables pour un système énergétique efficace : Concevoir les tarifs d'accès au réseau de manière à encourager la flexibilité, à optimiser l'utilisation de l'infrastructure existante et à inciter les consommateurs à une consommation d'électricité favorisant le réseau.

Objectifs de la réforme du marché européen de l'électricité

Les objectifs centraux de la réforme du marché européen de l'électricité sont de rendre le marché plus résilient, de réduire la volatilité des prix tout en renforçant les investissements dans les énergies renouvelables et les options de flexibilité. Concrètement, les prix de l'électricité devraient à l'avenir dépendre moins fortement des prix fluctuants des combustibles fossiles, gagnant ainsi en stabilité sur le long terme. Dans le même temps, les consommateurs devraient être mieux protégés contre les pics de prix et leur position sur le marché devrait être renforcée, par exemple par un plus grand choix de contrats d'électricité et par un mécanisme de crise amélioré. En outre, la réforme vise à accélérer le développement de la production d'électricité à partir de sources renouvelables et à intégrer davantage d'options de flexibilité telles que la réponse à la demande et le stockage de l'énergie dans le système électrique.

Premières étapes mises en œuvre par l'UE

Parmi les mesures déjà mises en œuvre de la réforme du marché européen de l'électricité, on peut citer en particulier la poursuite du développement des mécanismes de négociation de l'électricité sur le marché de gros. Une étape essentielle a été le passage européen Marchés du jour à l'avance sur Intervalles de négociation de 15 minutes. La résolution temporelle plus fine est en vigueur depuis septembre 2025 et permet une représentation beaucoup plus précise de l'offre et de la demande dans le système électrique. L'UE souhaite ainsi mieux absorber les fluctuations à court terme – par exemple, dues aux énergies renouvelables dépendantes des conditions météorologiques – intégrer plus facilement la part croissante de la production variable d'énergies renouvelables et accroître la flexibilité ainsi que la fiabilité du système électrique européen.

En outre, l'UE a uni le marché européen de gros sur une Système de prix limite („ Payer au prix clair “) modifié. Dans cette conception de marché, les offres des producteurs d'électricité sont triées selon leurs coûts marginaux, de la source de production la moins chère à la plus chère. La demande est ensuite satisfaite progressivement avec les offres les moins chères jusqu'à ce que le besoin soit entièrement couvert. Le prix de la centrale électrique la plus récemment utilisée, c'est-à-dire de l'offre la plus chère encore déployée, détermine le prix du marché. Tous les producteurs dont les offres sont retenues reçoivent ce prix unifié pour la quantité d'électricité injectée.

Instruments de marché centraux : PPA et CfD au lieu de la prime de marché EEG

En tant que première mesure centrale de la réforme du marché européen de l'électricité, le paquet de réforme renforce les contrats d'approvisionnement en électricité à long terme. Contrats d'achat d'électricité (CAE) devraient être facilités, par exemple en éliminant les obstacles réglementaires, par des instruments de garantie publics ou privés et par d'éventuels pools de PPA. Parallèlement, bilaterale Contrats de différence (Contrats pour Différence – CfD) comme principal instrument de promotion des investissements soutenus par l'État dans de nouvelles capacités de production. Les revenus tirés de tels modèles doivent soit être répercutés aux clients finaux, soit utilisés pour financer des mesures de sécurisation des prix. Les États membres conservent ainsi une marge de manœuvre quant à savoir s'ils misent davantage sur les PPA financés par le secteur privé ou sur des modèles de CfD garantis par le secteur public.

Plus de choix pour les consommateurs grâce à la réforme du marché de l'électricité de l'UE

Même le Protection des consommateurs est renforcé. Les clients finaux auront plus de choix entre les contrats à prix fixe et les tarifs dynamiques, tandis que les fournisseurs seront tenus de présenter de manière transparente les risques et avantages respectifs. Les modifications contractuelles unilatérales au détriment des clients seront limitées et les consommateurs vulnérables seront renforcés. Un temporaire Plafond du prix de l'électricité La réforme du marché européen de l'électricité prévoit également des mesures pour les PME et les industries électro-intensives. Le mécanisme se déclenche dès qu'un État membre constate une crise régionale des prix de l'électricité ou que l'UE intervient au niveau européen.

Accès facilité aux marchés à court terme

Pour faciliter la participation des petites installations et des agrégateurs aux marchés de gros de l'électricité à court terme, l'UE, par exemple, réduit le Taille minimale de l'offre dans le commerce de l'énergie du jour au lendemain et Trading intraday de 500 kW à 100 kW. De plus, le Participation à la réponse à la demande et Stockage d'énergie renforcés de manière ciblée. Si les États membres de l'UE souhaitent mettre en place des mécanismes de capacité ou des instruments de flexibilité, la Commission promet des examens et des approbations rapides et simples.

Renforcement des outils et de la surveillance du marché pour la réforme du marché européen de l'électricité

La réforme du marché européen de l'électricité renforce également les instruments en prévoyant Règlement REMIT aggrave et les pouvoirs de ACER se développe massivement. Afin de lutter plus efficacement contre la manipulation de marché et le délit d'initié, l'UE élargit les obligations de surveillance et exige une transparence considérablement accrue de la part des acteurs du marché. Une meilleure collecte de données permet de détecter immédiatement les mouvements de marché suspects et de poursuivre directement les infractions.

Parallèlement, l'ACER assume un rôle d'encadrement central. Elle coordonne les autorités réglementaires nationales, élabore des règles de marché uniformes et prend des décisions contraignantes en cas de désaccord. Avec des ressources supplémentaires, l'Agence surveille principalement le commerce transfrontalier et conseille l'UE dans le développement des infrastructures. Ensemble, ces mesures garantissent l'intégrité et la stabilité du marché intérieur européen de l'énergie.

Cadre de mise en œuvre allemand de la réforme du marché européen de l'électricité

Le règlement (UE) 2024/1747, également appelé „Règlement européen sur le marché de l'électricité“nommée, est directement applicable et contraignante en Allemagne. Elle nécessite des ajustements dans le droit de l'énergie, les règles du marché et les codes de réseau – par exemple, concernant les tailles de soumission minimales, la conception du marché à terme et le rôle de la plateforme d'attribution centrale. La directive (UE) 2024/1711, adoptée parallèlement, connue sous le nom de „Directive du marché intérieur de l'électricité (DMI)“, en revanche jusqu'au 17 juillet 2026 en droit national mise en œuvre. Cela concerne principalement l'EnWG, potentiellement l'EEG ainsi que les ordonnances subséquentes telles que l'ordonnance sur l'approvisionnement de base en électricité (StromGVV) et les ordonnances de fourniture.

État actuel de la mise en œuvre (mars 2026)

Les commentaires juridiques d'experts et les analyses sectorielles suggèrent que le BMWK est actuellement en train de Avant-projet pour la mise en œuvre de la directive EMD révisée préparé, qui intègre des parties essentielles directement dans le droit allemand sur l'énergie (EnWG). L'Allemagne a utilisé une période de transition jusqu'à fin 2025 pour les capacités commerciales transfrontalières (minRAM). Les experts s'attendent à l'adaptation des codes réseau pertinents tels que la „ Forward Capacity Allocation “ d'ici mi-2026. En parallèle, Débats sur la conception des CfD bilatéraux, vers Promotion de PPA à long terme et pour Adaptation des mécanismes de capacité, afin de satisfaire pleinement aux exigences de l'UE.

Transformation allemande de la EEG : CfD et PPA

Ce qui précède Soutien EEG comme prime de marché flottante (modèle OPEX) doit être convertie au plus tard en juillet 2027 en un système de CFD bilatéraux, car la réforme du marché européen de l'électricité l'impose de facto. Parallèlement, le marché des PPA sera renforcé en tant que deuxième pilier. Le gouvernement fédéral et la „ offensive de marché pour les énergies renouvelables “ développent un cadre clair afin que Subvention du CfD et PPA non subventionnés fonctionner en complémentarité et que les effets de cannibalisation soient minimisés. Une question controversée centrale reste l'option de passer de l'aide d'État sous forme de CfD aux PPA d'électricité verte – des études avertissent qu'une suppression de cette flexibilité pourrait freiner les PPA à court terme et l'orientation marché des installations d'énergies renouvelables.

Adaptations de la loi sur l'énergie : tarifs dynamiques et flexibilité

La loi sur l'énergie (EnWG) contient déjà des dispositions relatives aux variables et tarifs dynamically variables de l'électricité (§ 41a EnWG), en vertu desquels les fournisseurs doivent proposer des tarifs variables aux clients de compteurs intelligents – une avance sur les exigences de l'EMD concernant le choix du contrat et la tarification dynamique. L'article 14a de la loi sur le réseau énergétique (EnWG) a récemment été développé de telle sorte que les clients domestiques équipés d'appareils de consommation contrôlables (par exemple, pompe à chaleur, borne de recharge, stockage >4,2 kW) Rémunération du réseau variable dans le temps recevoir ; ces tarifs dynamiques du réseau seront introduits de manière généralisée en 2026 et serviront de levier de flexibilité central. L’élaboration de nouvelles modifications de la loi sur les réseaux énergétiques (EnWG) et de réglementations secondaires relatives aux contrats de clients finaux est prévue pour la mise en œuvre complète des droits étendus des consommateurs (choix entre des tarifs à prix fixe, variables et dynamiques ainsi que des mécanismes de crise).

Mécanismes de capacité & stratégie de centrale électrique

Le BMWK a présenté en 2024 un „ Papier d'options sur la conception du marché de l'électricité de demain “, qui recommande notamment un marché de capacité décentralisé avec une composante centrale (KKM) afin de combiner sécurité de l'investissement et innovation. Sur la base de la stratégie relative aux centrales électriques, le gouvernement fédéral et la Commission européenne se sont accordés début 2026 sur des appels d'offres pour environ 10 GW (20 GW prévus) nouvelles capacités par Centrales à gaz ainsi que 2 GW technologie ouverte sans critère de durée, auxquels aussi Accumulateur de grande capacité peuvent postuler. Pour 2027 et 2029, des appels d'offres entièrement neutres sur le plan technologique seront lancés, auxquels les systèmes de stockage, la réponse de la demande et les hybrides d'énergies renouvelables pourront participer, conformément à la législation facilitée sur les mécanismes de capacité conformément au règlement sur la sécurité d'approvisionnement en électricité (EMD).

Calendrier et questions en suspens concernant la mise en œuvre de la réforme du marché européen de l'électricité

Le règlement de l'UE sur le marché de l'électricité est déjà en vigueur ; l'Allemagne adapte progressivement les codes de réseau, les conceptions de marché aux enchères et les règles du marché (par exemple, objectifs de flexibilité, marchés à terme). La directive EMD doit être mis en œuvre d'ici juillet 2026, avec des amendements à l'EnWG et à l'EEG sur l'obligation de CfD, le renforcement des PPA et la protection des consommateurs. Points en suspens : conception précise des CfD, règles de transition PPA/CfD et structure finale du marché des capacités.

Der Beitrag EU-Strommarktreform: Deutschlands Umsetzung von CfD, PPA & EEG erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Particulièrement le premier semestre 2025 a largement contribué à ce résultat. Plusieurs mois ont affiché des niveaux de rayonnement supérieurs à la moyenne, assurant un rayonnement solaire mondial cumulé élevé dès le début de l'année.

Mois les plus ensoleillés de l'année 2025

Le printemps 2025 a été exceptionnellement ensoleillé et des niveaux de rayonnement particulièrement élevés ont été atteints Juin et Août. Avec une moyenne de 187 kWh/m², le mois de juin à lui seul a dépassé d'environ 13 % la moyenne enregistrée depuis le début des relevés. En revanche, certains mois, comme mai, juillet et septembre, ainsi que la fin de l'année, ont affiché des résultats légèrement inférieurs. Néanmoins, le premier semestre, globalement très ensoleillé, a largement compensé ces fluctuations, de sorte que le total annuel s'est situé nettement au-dessus de la moyenne à long terme.  

Répartition régionale du rayonnement solaire mondial 2025

La répartition spatiale du rayonnement solaire global en 2025 a largement suivi le schéma climatologique de longue date en Allemagne. On observe typiquement un gradient marqué avec des sommes de rayonnement croissantes du nord-ouest vers le sud-est.

Le site sommes annuelles les plus faibles ont été enregistrés dans les Länder du nord et les moyennes montagnes, en particulier dans le Schleswig-Holstein, le Mecklembourg-Poméranie-Occidentale ainsi que dans certaines parties de la Basse-Saxe. Là, les valeurs annuelles variaient entre 1 050 et 1 150 kWh/m². La raison principale en est une couverture nuageuse plus élevée en moyenne annuelle et une durée d'ensoleillement plus courte.

Le site plus hautes valeurs Il y a eu une augmentation dans les régions du sud de l'Allemagne en 2025. Particulièrement en Sarre, dans la région Rhin-Neckar, dans le Brisgau jusqu'au lac de Constance ainsi que dans la forêt bavaroise. Là, le rayonnement global a même atteint jusqu'à 1 350 kWh/m² en moyenne annuelle. Ce sont précisément ces régions qui comptent régulièrement parmi les zones les plus ensoleillées d'Allemagne en raison de leurs conditions climatiques.

Comparaison des années les plus riches en rayonnement depuis le début des mesures

Avec une moyenne annuelle de 1 187 kWh/m², le rayonnement global en 2025 se classe parmi les années les plus riches en rayonnement depuis le début des évaluations fiables. Les valeurs les plus élevées des dernières décennies ont toujours été atteintes lors d'années particulièrement ensoleillées.

Par rapport à la moyenne de longue date de la période de référence 1991–2020 la radiation globale 2025 autour 100 kWh/m² au-dessus. Cela confirme la tendance de hausse des niveaux de rayonnement observée en Allemagne depuis plusieurs décennies.

Rayonnement solaire mondial 2025 : Très bonnes conditions pour les installations photovoltaïques

L'année 2025 compte parmi les années les plus ensoleillées depuis le début des mesures systématiques et confirme la tendance à long terme d'une augmentation de l'irradiation globale en Allemagne. La première moitié de l'année, exceptionnellement ensoleillée, a déjà posé très tôt les bases du total annuel élevé.

De telles années présentent des conditions particulièrement favorables pour l'utilisation de l'énergie solaire. Un rayonnement solaire élevé a un impact positif immédiat sur les rendements électriques des installations photovoltaïques et souligne l'importance du rayonnement solaire en tant que paramètre clé pour l'évaluation du potentiel photovoltaïque.

Vous trouverez également plus d'informations dans nos articles sur Rayonnement global 2024, Météo énergétique 2023 et Rayonnement mondial 2022 aussi vers Rendement photovoltaïque et rentabilité.

Der Beitrag Globalstrahlung 2025: Platz vier seit Messbeginn erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Le document de coalition

Le 24 février 2026, les groupes parlementaires du Bundestag ont présenté CDU/CSU et SPD En ce sens, un document de synthèse est présenté pour la nouvelle loi. Le gouvernement fédéral vise ainsi à réorienter fondamentalement le cadre réglementaire existant du feu de signalisation. Les objectifs étaient de minimiser les spécifications techniques et individuelles détaillées, de flexibiliser les valeurs ainsi que d'établir des solutions technologiques ouvertes et des procédures simplifiées. L'entrée en vigueur prévue de la GMG est donc fixée au 1er juillet 2026 – un calendrier très ambitieux compte tenu de la portée de la réforme.

Fin de la “loi sur le chauffage”

Sur le fond, la renommage signale déjà un changement de paradigme. Alors que la loi GEG actuelle est politiquement fortement associée au terme „Loi sur le chauffage“ était lié, le GMG vise délibérément un narratif plus large. L'accent se déplace des technologies individuelles vers la modernisation globale du parc immobilier existant – y compris l'enveloppe du bâtiment, les systèmes d'approvisionnement en énergie, les solutions de quartier et les infrastructures. Ce changement stratégique de perspective n'est pas seulement motivé par la communication, mais vise également, selon le gouvernement, à réduire les obstacles à l'investissement et à créer une sécurité de planification.

Réforme controversée

En même temps, c'est Projet de réforme politiquement et techniquement très contesté. Les associations environnementales et sectorielles mettent en garde contre d'éventuels reculs en matière de protection du climat, tandis que les partisans mettent surtout en avant une plus grande liberté de choix et une moindre complexité réglementaire. La discussion sur la loi sur l'énergie et les bâtiments (GEG) est ainsi depuis longtemps plus qu'une simple modification technique de la loi – c'est un débat de principe sur le futur mécanisme de pilotage de la transition énergétique dans le secteur du bâtiment.

Classification dans le contexte de la directive européenne sur la performance énergétique des bâtiments (EPBD)

La transition du GEG au GMG n'est pas uniquement motivée par la politique nationale, mais est largement déterminée par les exigences du droit européen. La base est la nouvelle Directive européenne sur les bâtiments, qui a été adoptée en 2024 et doit être transposée en droit national au plus tard le 29 mai 2026. Cette directive – souvent abrégée EPBD (Directive sur la performance énergétique des bâtiments) – établit un cadre réglementaire nettement plus strict pour la transformation énergétique du secteur du bâtiment dans tous les États membres.

Analyses du cycle de vie

Le cœur des exigences de l'UE est une approche d'évaluation holistique : à l'avenir, les bâtiments ne seront plus évalués uniquement sur la base de leur consommation d'énergie d'exploitation, mais sur l'ensemble de leur cycle de vie. L'introduction est donc prévue bilans écologiques obligatoires (Analyses de cycle de vie), qui prennent en compte toutes les émissions, de la fabrication des matériaux de construction à la phase d'utilisation et jusqu'à la démolition. Le point de mire réglementaire se déplace ainsi des mesures individuelles vers une approche systémique des bâtiments en tant que systèmes d'émissions à long terme.

La DEPE comme levier essentiel de l'UE

En outre, la directive exige l'introduction progressive de normes zéro émission pour les nouveaux bâtiments, de nouvelles classes d'efficacité pour les bâtiments existants ainsi que des passeports de rénovation basés sur des feuilles de route de rénovation individuelles. Ceci est complété par des exigences concrètes pour l'utilisation des énergies renouvelables - par exemple, par une Solaire obligatoire pour les biens immobiliers. Il est particulièrement pertinent que la directive EPBD identifie explicitement le parc de bâtiments comme un levier central pour la protection du climat, étant donné que la majorité des bâtiments existants sont énergétiquement inefficaces.

Cadres clairs pour le GEG et le GMG

Pour l'Allemagne, cela signifie que même si les majorités politiques nationales optent pour la simplification, l'ouverture technologique ou l'assouplissement, les exigences minimales européennes doivent-elles être impérativement respectées. Le GMG prévu n'est donc pas librement concevable, mais s'inscrit dans un cadre européen clairement défini. La réforme est donc moins une option politique qu'une nécessité juridique, et en même temps un exercice d'équilibre entre la liberté de conception nationale et objectifs climatiques contraignants de l'UE.

Dans ce contexte, il devient compréhensible pourquoi la réforme législative actuelle vise si fortement des changements structurels. Le droit allemand de l'énergie des bâtiments doit non seulement être réajusté politiquement, mais en même temps conforme au droit européen et conçu pour l'avenir.

Modifications de contenu de GEG à GMG

Le cœur de la réforme prévue du GEG au GMG repose sur plusieurs interventions structurelles dans la logique de contrôle actuelle de la politique énergétique des bâtiments. Alors que la législation actuelle s'appuyait fortement sur des exigences techniques directes au niveau des bâtiments, le nouveau concept déplace partiellement la responsabilité vers le marché de l'énergie et offre aux propriétaires une plus grande liberté de décision dans le choix de leurs systèmes de chauffage et d'approvisionnement.

Suppression de la règle 65-% et de l'obligation de conseil

Le changement le plus radical concerne la Suppression de l'ancienne règle 65-% pour les énergies renouvelables lors de l'installation de nouveaux systèmes de chauffage. Celle-ci obligeait jusqu'à présent à ce que les nouveaux systèmes soient majoritairement alimentés par des énergies renouvelables. Selon le document de synthèse, cette exigence devrait être totalement supprimée. Parallèlement, la disposition actuelle sera également supprimée Obligation de conseil supprimée pour le remplacement du chauffage. Cela supprimerait un instrument de direction central qui était censé accélérer le passage aux technologies respectueuses du climat.

Carburants verts à la une

À la place de la directive directe succédera à l'avenir un mécanisme indirect. Un soi-disant Quota de gaz vert ou de fioul vert. Selon les plans du BMWE, les fournisseurs d'énergie seront obligés de mélanger progressivement des proportions croissantes de gaz ou d'huiles respectueux du climat à leurs combustibles. Cela comprend, par exemple, le biométhane, le méthane synthétique ou différentes variantes d'hydrogène. La part débutera en 2028 avec un maximum d'un pour cent et augmentera ensuite. Cela déplace le contrôle du climat du bâtiment lui-même vers la chaîne d'approvisionnement énergétique en amont.

L'escalier “ Bio ”

Ce modèle est complété par le soi-disant „Escalier biologique“. Elle concerne les systèmes de chauffage nouvellement installés et impose que ceux-ci utilisent, à partir de 2029, une part croissante de combustibles neutres en CO₂. Le seuil de départ est fixé à un niveau relativement bas, à 10 %, et d'autres paliers d'augmentation jusqu'en 2040 doivent être définis par la loi. Parallèlement, pour cette part biogène, la Prix CO₂. Cependant, les critiques avertissent que les quantités de gaz vert nécessaires sont limitées et que cela pourrait entraîner des risques de coûts à long terme.

Planification du chauffage

Même sur le plan structurel, le GMG entraîne des changements. Les communes de moins de 15 000 habitants devraient, lors de la Planification du chauffage serait considérablement allégée. Selon les grandes lignes, la charge pourrait être réduite à environ 20 % du volume actuel. Parallèlement, le soutien aux réseaux de chauffage doit être inscrit dans la loi et renforcé afin d'accélérer le développement d'infrastructures respectueuses du climat.

Changements clés de GEG à GMG

Critique du passage de GEG à GMG

Malgré l'objectif de flexibilité visé, le projet de réforme se heurte à d'importantes réserves techniques et politiques. Les principales critiques formulées par les associations environnementales et les experts en énergie portent sur la suppression de l'objectif de 65 %, qui était jusqu'à présent considéré comme un moteur fiable pour la montée en puissance du marché des pompes à chaleur. Les détracteurs, parmi lesquels la Deutsche Umwelthilfe et le groupe de réflexion Agora Energiewende, mettent en garde contre une „Fossé de décarbonisation“Ils craignent que le simple espoir d'une disponibilité future de gaz verts ne retarde le remplacement nécessaire des chaudières à combustibles fossiles. Étant donné que les quantités de biométhane et l'hydrogène vert prévisible limité et coûteux rester, il existe un risque que les consommateurs Piège à coûts tappen, si les quotas de biogaz entraînent une augmentation des prix des carburants.

En outre, la réduction des exigences de Planification locale du chauffage dans les petites communes, ce qui est considéré de manière critique. Alors que le gouvernement parle de soulagement, les représentants du secteur mettent en garde contre une Vide de planification: Sans directives locales claires, les propriétaires immobiliers manquent de repères quant à savoir si leur bâtiment sera raccordé à un réseau de chauffage urbain à l'avenir ou s'il devra être alimenté de manière décentralisée. Des risques pèsent également au niveau européen. Si l'Allemagne ne parvient pas à atteindre ses objectifs climatiques sectoriels en assouplissant les normes nationales, le poids de la Réglementation sur la répartition des efforts milliardaire Pénalités devenir exigible. Les critiques concluent donc que la nouvelle ouverture technologique pourrait avoir un coût élevé – par un report de la pression de transformation dans les années 2030, où des interventions beaucoup plus radicales et coûteuses pourraient alors être nécessaires.

Impacts sur les entreprises et l'immobilier

Pour les entreprises, les promoteurs de projets et les détenteurs de patrimoine, le passage du GEG au GMG marque un changement stratégique potentiel dans la planification des investissements et de la modernisation. Alors que la réglementation précédente mettait fortement l'accent sur des exigences techniques clairement définies, offrant ainsi une approche relativement chemins de transformation uniques vorgab, deutet sich mit dem neuen Gesetz ein flexibleres, aber zugleich système de contrôle moins déterministe Pour le secteur immobilier, cela signifie surtout plus de liberté de décision, mais aussi plus de responsabilité quant aux risques d'investissement à long terme.

Risques de prix et de marché

En particulier, la suppression de la règle fixe de 65 % modifie fondamentalement la logique de planification. Jusqu'à présent, les investisseurs pouvaient relativement calculer clairement, quelles technologies sont pérennes sur le plan réglementaire. À l'avenir, la rentabilité dépendra davantage de Prix du marché pour les sources d'énergie, le développement de quotas de gaz verts ainsi que l'ajustement potentiel des législations par le législateur. Ainsi, le risque passe de la sécurité réglementaire à Risques de prix et de marché.

Avantages et pièges de coûts

pour les exploitants commerciaux, cette flexibilité Avantages à court terme apporter. La possibilité de continuer à installer des chaudières à gaz ou à mazout réduit dans un premier temps les coûts d'investissement et reporte les mesures de modernisation majeures. Ceci permet d'épargner de la liquidité, surtout dans les phases de financement tendues. Dans le même temps, cependant, le Risque d'actifs échoués – également les installations techniques qui, bien que légalement autorisées aujourd'hui, deviendront à l'avenir économiquement peu attrayantes en raison de l'augmentation des coûts de l'énergie, du durcissement des objectifs climatiques ou du démantèlement des infrastructures.

Gaz à effet de serre coûteux“

Un facteur d'incertitude majeur est l'avenir Évolution des prix des gaz verts. Les études impliquant l'Institut de l'économie allemande indiquent que le biométhane et l'hydrogène, dans un avenir prévisible, Mignon et sources d'énergie coûteuses resterontProbably. Should demand rise sharply due to legal quotas, operating costs could be significantly higher than today's forecasts in the long term. For companies with large property portfolios, this would make the decision for certain heating technologies a question de portefeuille stratégique développer.

Décisions difficiles

Pour les promoteurs immobiliers et les maîtres d'ouvrage, les conditions évoluent également. D'une part, le projet de loi promet davantage Ouverture technologique et avec ça plus de flexibilité lors de la planification des concepts énergétiques. D'autre part l'effort d'analyse augmente-t-il, car la solution optimale n'est plus principalement dictée par des normes minimales réglementaires, mais doit être déterminée par une combinaison des attentes en matière de prix de l'énergie, des cadres de subvention, des coûts du CO₂ et du développement des infrastructures. Les décisions d'investissement deviennent ainsi davantage des décisions basées sur des scénarios.

Contexte de financement incertain

Certains acteurs du secteur accueillent positivement la combinaison prévue des instruments de financement et des exigences légales. Un financement à long terme sécurisé de la subvention fédérale pour les bâtiments efficaces pourrait apporter une sécurité de planification, en particulier pour les grands programmes de rénovation. Cependant, il sera décisif de voir à quel point ces conditions de financement seront stabilisées et si elles resteront compatibles avec les trajectoires européennes.

Nouveaux domaines de tension

Pour l'ensemble du secteur immobilier, cela crée une situation de tension :

• plus de liberté dans le choix des technologies,
• moins de clarté réglementaire sur la voie de transformation à long terme.

Les entreprises qui adoptent tôt des solutions économes en énergie et électrifiées pourraient bénéficier de coûts d'exploitation plus stables et de risques réglementaires moindres à long terme. En revanche, les acteurs qui optent pour des systèmes basés sur les énergies fossiles ou le gaz, moins chers à court terme, s'engagent davantage dans des évolutions incertaines en matière de prix et d'infrastructures.

En fin de compte, le GMG déplace le rôle de l'État du donneur de leçons technologiques à celui qui définit le cadre. Pour le monde de l'immobilier et des entreprises, cela signifie un changement de paradigme : ce n'est plus la réglementation seule qui définit la solution économiquement la plus sensée, mais la capacité à évaluer stratégiquement les scénarios énergétiques, de coûts et réglementaires.

Classification climatique du GMG jusqu'en 2045

La réforme soulève la question centrale de savoir si l'Allemagne peut encore atteindre sa neutralité climatique juridiquement contraignante dans le secteur du bâtiment d'ici 2045 avec le GMG. Alors que le GEG actuel générait une pression de transformation directe et calculable, le GMG repose sur des mécanismes de marché et des solutions par quotas. Les critiques avertissent que cette suppression de la régulation directe laisse un „ fossé d'ambition “. Comme Investissements immobiliers souvent Cycles de 20 à 30 ans impliquer, chaque décision actuelle en faveur des systèmes fossiles ou à base de gaz risque de reporter la pression d'adaptation dans les années 2030. Si les quotas de gaz verts échouent en raison du manque de disponibilité de biométhane ou d'hydrogène, on pourrait finir par des interventions nettement plus coûteuses ou des amendes de l'UE deviennent nécessaires.

En revanche, les partisans soutiennent qu'un taux de modernisation plus élevé, grâce à la suppression des obstacles réglementaires, pourrait avoir un impact global plus important qu'un cadre réglementaire rigide et dissuasif pour l'investissement. En fin de compte, le GMG ne décide donc pas de l'objectif de neutralité climatique, mais du risque et de la vitesse du parcours de transformation. Le succès dépendra de manière décisive de l'ambition des quotas, de la rapidité de développement des technologies renouvelables et de la cohérence de la politique de soutien avec l'objectif de zéro émission nette.

Impact sur les décisions d'investissement et le financement

Le passage du GEG au GMG modifie fondamentalement le cadre économique des investissements immobiliers. Des spécifications techniques minimales clairement définies sont remplacées par une planification de scénarios davantage axée sur le marché. Alors que le GEG offrait une garantie réglementaire claire pour le financement, les investisseurs devront désormais calculer des évolutions de prix complexes pour le biométhane et l'hydrogène ainsi que des frais de réseau croissants. La possibilité d'utiliser des systèmes fossiles dans le cadre du GMG ne doit pas être confondue avec la rentabilité à long terme.

Particulièrement pour les acteurs institutionnels, les risques réglementaires de transition (Risques de transition) au premier plan. Dans le contexte de Taxonomie de l'UE et des exigences ESG plus strictes, les banques examinent de plus en plus si un bâtiment est compatible avec la trajectoire climatique de 2045. Les investissements dans des technologies gazières aujourd'hui autorisées pourraient ainsi se transformer en „ actifs échoués “, qui perdent prématurément de leur valeur en raison de coûts d'exploitation élevés ou d'un démantèlement progressif du réseau de gaz. La logique du financement immobilier s'en trouve ainsi modifiée : ceux qui investissent aujourd'hui doivent, outre la technologie, avant tout Perspectives du marché des capitaux et Trajectoires de coûts du CO₂ penser de manière critique. La décision pour ou contre un système de chauffage devient ainsi une mesure purement structurelle, un équilibre de risque central pour l'ensemble de l'investissement en capital.

Opportunités pour le photovoltaïque et le stockage

Malgré la nouvelle ouverture technologique, l'objectif de Neutralité carbone d'ici 2045, juridiquement contraignante. Dans ce contexte, les systèmes énergétiques intégrés tels que le photovoltaïque gagnent en importance, Accumulateur de grande capacité et les pompes à chaleur gagnent en importance. Ces solutions permettent aux propriétaires de se découpler dans une large mesure des évolutions de prix externes et des incertitudes réglementaires sur le marché du gaz. La production d'électricité propre et l'interconnexion intelligente de l'électricité et de la chaleur se transforment ainsi d'une niche écologique en sécurisation économique du portefeuille.

En fin de compte, le GMG fait passer le rôle de l'État de fournisseur de directives technologiques à celui de simple cadre. La responsabilité de rendre un bien immobilier à l'épreuve du temps et bancable repose désormais plus que jamais sur l'évaluation stratégique des scénarios énergétiques et de prix par les propriétaires eux-mêmes.

Der Beitrag Vom GEG zum GMG – Was ändert sich in der Gebäudeenergiepolitik? erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Der sperrige Titel „Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau“ verbirgt nichts Geringeres als eine Abkehr von früheren Prinzipien des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). Im Mittelpunkt dieser geplanten Reform steht ein Begriff, der die Branche in Alarmbereitschaft versetzt: das sog. Zone à capacité restreinte.

Quels sont les „zones à capacité limitée“ prévues ?

Le terme est une création réglementaire nouvelle qui prend sa source dans la surcharge des niveaux de basse tension par les pompes à chaleur et les Wallbox (anciennement § 14a EnWG). Le projet de loi élargit considérablement ce concept avec le paquet réseau 2026 et l'étend à Page d'alimentation (Installations et stockage d'EE).

Selon la nouvelle proposition du paquet réseau 2026, une zone de réseau peut être considérée comme étant limitée en capacité pour une période allant jusqu'à 10 ans si :

• La limite de charge est atteinte : Dans le cas où, au cours de l'exercice précédent, les installations raccordées ont été augmentées de plus de 3 % de leur capacité d'injection en réseau être réglementé.
• L'expulsion officielle : Les gestionnaires de réseau doivent notifier à l'Agence fédérale des réseaux (BNetzA) chaque année avant le 31 mars les zones dans lesquelles ils opèrent, lesquelles seront publiées de manière transparente.

Le site droit absolu de l'article 8 EEG sur le „ raccordement immédiat “ relativise sich also faktisch in diesen Gebieten. Im Gegenzug verpflichtet § 11 EnWG allerdings den Netzbetreiber, genau diese Gebiete prioritär zu optimieren und auszubauen. Insgesamt wird so aus einem technischen Zustand (Überlastung) ein Statut juridique avec des conséquences considérables pour les investisseurs et les opérateurs.

Les piliers réglementaires du paquet réseau 2026

1. La „ réserve de redéploiement “ : la fin de la garantie de compensation

Jusqu'à présent, le principe est le suivant : si le réseau ne peut pas absorber le courant, les opérateurs du réseau réduisent la production, mais le L'exploitant reçoit une indemnisation. Le paquet numérique 2026 vise à rompre ce principe et l'appelle „Clause de redistribution“.

• Annexion uniquement contre renonciation : Dans les zones à capacité limitée, le droit au raccordement immédiat selon le § 8 EEG est sapé. Les exploitants de réseau ne doivent proposer un raccordement que si l'exploitant renonce contractuellement, pour la durée de la limitation, à son Compensation de redéploiement renoncée.
• Conséquences économiques : Cette „ réserve de redéploiement “ fait entièrement porter le risque financier de la lenteur du développement du réseau sur l’industrie des énergies renouvelables. Pour de nombreux projets, cela pourrait signifier la fin de leur bancabilité.

2. Abandon du principe du lévrier : „ Premier arrivé, premier servi “

Jusqu'à présent, la procédure de raccordement au réseau selon le § 17 EnWG applique de facto le „ principe du premier arrivé, premier servi “Premier arrivé, premier servi. La personne qui fait la demande en premier sécurise la capacité – indépendamment du fait que le projet soit un jour réalisé ou non. Le paquet réseau prévu pour 2026 prévoit une rupture réglementaire ici :

• Einführung des Reifegradverfahrens: Les gestionnaires de réseau de transport (GRT) doivent mettre en place un nouveau système d'ici le 1er janvier 2027 pour Priorisation soumettre. L'attribution des capacités se fera désormais selon le principe „ premier arrivé, premier servi “.
• Jalons du projet comme condition : Conformément au § 17f EnWG-E, les gestionnaires de réseau de distribution (GRD) doivent établir des critères uniformes pour Réservation de capacité de raccordement au réseau développer. Ces réservations sont liées à des jalons fixes. Si ceux-ci ne sont pas atteints, la réservation expire au profit de projets proches de la réalisation.
• Frais de réservation : Pour dissuader les demandes purement spéculatives („ projets fantômes “), les gestionnaires de réseau pourront à l'avenir Frais de tenue de compte des capacités de connexion à partir d'une puissance nominale de 135 kW soulever.

3. Contributions de construction (BKZ) pour les producteurs

L'une des modifications les plus controversées du paquet réseau 2026 concerne la répartition des coûts. Jusqu'à présent, le raccordement au réseau était largement gratuit pour les exploitants d'installations d'énergies renouvelables (à l'exception des coûts de raccordement immédiats), car le gestionnaire de réseau était responsable du développement (§ 17 EEG). Le projet d'amendement prévoit désormais que les gestionnaires de réseau doivent également être impliqués dans le développement des installations d'énergies renouvelables. subventions de construction appropriées pouvoir exiger. L'Agence fédérale des réseaux se voit confier le pouvoir de décider du montant et de la répartition régionale. L'objectif est clair : Régionalisation. Les investisseurs devraient être orientés par des incitations financières là où le réseau offre encore des capacités.

4. BESS et accords de raccordement au réseau flexibles (FCA)

Pour Accumulateur de grande capacité (BESS) prévoit une disposition spéciale. Une connexion ne peut être refusée en cas de capacité insuffisante, à condition qu'un FCA terminée. Le stockage ne pourra alors injecter ou retirer que ce que le réseau autorise à chaque instant – un modèle technologiquement avancé, mais qui complique la commercialisation des stockages. Cela pourrait affecter la rentabilité de certains projets de BESS dans le Trading intraday ou Négociation du jour au lendemain influencer.

5. Numérisation et transparence comme contrepoids

Malgré les renforcements massifs, le paquet réseau 2026 contient également des étapes de modernisation nécessaires :

• Numérisation complète : D'ici 2028, tous les gestionnaires de réseau devront disposer de portails numériques pour les demandes de raccordement à tous les niveaux de tension et à tous les types d'installations.
• Précision du réseau : Les concepteurs devraient pouvoir vérifier en ligne en temps réel si un emplacement se trouve dans une zone à capacité limitée ou où des capacités libres sont disponibles.
• Délais contraignants : Les exploitants de réseau devront à l'avenir fournir des mises à jour de statut contraignantes sur les demandes de raccordement dans un délai de trois mois (§ 17d EnWG-E).

Critique du paquet réseau 2026

Alors que le BMWE défend le "Netzpaket 2026" comme un instrument nécessaire pour maîtriser les coûts et accroître l'efficacité, le projet se heurte à une résistance massive de la part des associations, des développeurs de projets et d'une partie de la classe politique. Les points de critique peuvent être regroupés en quatre domaines principaux :

1. Freinage au lieu de synchronisation

Les associations sectorielles telles que le Fédération allemande des énergies renouvelables (BEE) et le Fédération allemande de l'énergie éolienne (BWE) avertir que le paquet ne synchronise pas le déploiement des énergies renouvelables avec le réseau, mais qu'il le fait avorter. La classification en „ zone de réseau à capacité limitée “ pendant une période pouvant aller jusqu'à dix ans est particulièrement critiquée comme étant un „ arrêt des investissements par la porte dérobée “. Les projets situés dans les zones concernées ne seraient plus finançables en raison du risque imprévisible de perte de revenus (clause de réserve de *redispatch*).

2. Répartition unilatérale de la charge

Les critiques déplorent que le risque lié à la lenteur du déploiement du réseau soit unilatéralement transféré des gestionnaires de réseau aux exploitants d'installations par le biais du projet de paquet réseau 2026. Alors que les gestionnaires de réseau bénéficient d'un allègement financier grâce aux nouvelles réglementations (notamment les subventions aux coûts de construction et la suppression de l'obligation d'indemnisation), les investisseurs doivent désormais assumer les omissions en matière d'infrastructure. Le fournisseur d'énergie verte Green Planet Energy qualifiait cela d„“attaque frontale", étant donné que le responsable des goulets d'étranglement – le manque de développement du réseau – ne serait plus sanctionné.

3. Mise en péril de la diversité des acteurs et de l'énergie citoyenne

Le site Genoverband mettent en garde que les petits acteurs et les coopératives énergétiques citoyennes, en particulier, pourraient être lésés. Les nouvelles possibilités de priorisation (procédure de maturité) et les frais de réservation menaçants favoriseraient les grands investisseurs dotés de puissants départements juridiques. Les petits projets, essentiels à l'acceptation de la transition énergétique au niveau local, pourraient être mis sur la touche ou échouer en raison d'obstacles financiers.

4. Doute quant à la conformité au droit européen

Un avis juridique du BWE, examine en outre la compatibilité du Réaffectation sous réserve L'emballage réseau 2026 est visé par le droit de l'UE. Comme le droit de l'UE concernant le marché intérieur de l'électricité prévoit des règles claires pour la priorisation des énergies renouvelables et les indemnisations, les experts craignent une vague de litiges concernant l'emballage réseau 2026, qui pourrait entraîner une incertitude juridique considérable. De plus, il viole le principe de non-discrimination de l'UE et entraîne plus de bureaucratie par la création de nouvelles règles de priorisation individuelles.

Propositions alternatives des associations en matière de paquet réseau 2026

Au lieu d'empêcher de facto le raccordement de nouvelles installations dans des „ zones à capacité limitée “, des associations telles que le BEE et le BWE proposent une „programme d'accélération“ avant. Elle mise sur les innovations techniques et les incitations basées sur le marché plutôt que sur les interdictions réglementaires :

Mettre en œuvre systématiquement „ Utiliser plutôt que plafonner 2.0 “

Les critiques voient le plus grand potentiel dans la stratégie "Utiliser au lieu de réguler" (§ 13k EnWG). Au lieu de couper les éoliennes en cas de goulets d'étranglement du réseau, l'excédent d'électricité devrait être utilisé localement – par exemple pour :

• Puissance-à-chaleur : Conversion d'électricité en chaleur pour les réseaux de chauffage urbain ou la vapeur industrielle.
• Électrolyseur : Production de l'hydrogène vert sur site.
• Charges industrielles : Activation ciblée des gros consommateurs dans les régions à fort afflux d'électricité.

2. Optimisation du réseau selon le principe NOXVA

Les associations demandent le respect strict du Principe NOXVA (Netooptimisation avant le volxdes charges impossibles Vrenfort devant Ausbau). Ceux-ci incluent :

• Surveillance des lignes électriques aériennes Des capteurs mesurent le vent et la température au niveau des lignes. En cas de vent frais, les câbles existants peuvent transporter jusqu'à 50 % de courant en plus par rapport au fonctionnement normal.
• Bornes intelligentes de quartier (BIQ) : Postes de transformation numériques qui contrôlent les flux de charge en temps réel et préviennent ainsi les goulots d'étranglement locaux.

3. Appels d'offres optimisés pour le réseau („ proposition de malus “)

Une contre-proposition intéressante à la réserve générale de redéploiement dans le Paquet Réseau 2026 est appels d'offres optimisés pour le web. Ceci impliquerait que les projets situés dans des zones de réseau déjà saturées subiraient un malus financier (une déduction) lors de l'attribution du financement. L'avantage serait que les investisseurs décideraient eux-mêmes s'ils souhaitent prendre le risque d'un réseau „ plein “ au prix de moindres chances de financement. Ils conserveraient cependant leur Droit à réparation, s'ils obtiennent le contrat. Cela protège la bancabilité des projets.

4. Droit de surimposition des raccordements aux réseaux

Souvent, les raccordements au réseau sont réservés pour la puissance de crête (théorique) maximale, qui n'est atteinte que quelques heures par an. Les associations demandent une clarification claire Droit de surplomb, Multiplexage de câbles et le mieux utiliser le point de connexion du réseau. Ainsi, les parcs éoliens et solaires pourraient utiliser la même connexion au réseau, car ils n'injectent rarement la pleine puissance en même temps. Combinés à des systèmes de stockage par batterie sur site, l'injection pourrait être lissée sans surcharger le réseau.

Le paquet réseau 2026 comme projet politique à haut risque

Le "Netzpaket 2026" est une tentative de briser la rigidité réglementaire du raccordement au réseau. Ce faisant, il devient cependant un projet politiquement à haut risque. Alors que la numérisation et la transparence apportent des améliorations attendues depuis longtemps, la combinaison prévue d'une obligation de BKZ et de la suppression de la priorité de raccordement dans des zones limitées représente un déplacement considérable du risque. Surtout les développeurs de projets Systèmes d'alimentation en carburant le choix du site ne devra plus se faire uniquement en fonction du potentiel éolien ou de l'ensoleillement, mais principalement en fonction du carte réglementaire des opérateurs de réseau aligner.

Der Beitrag Das geplante “Netzpaket 2026“ des BMWE erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Définition : Ce qui se cache derrière la réserve de redéploiement

Le site Redispatch désigne les mesures prises par les gestionnaires de réseau pour éviter les goulets d'étranglement du réseau électrique et garantir la stabilité du réseau. Concrètement, cela signifie que si trop d'électricité est injectée dans une partie du réseau – par exemple par des parcs éoliens ou solaires – le gestionnaire de réseau peut [couper] des installations individuelles réduire partiellement ou démarrer d'autres centrales électriques supplémentaires. L'objectif est d'éviter les surcharges et de maintenir la stabilité de la tension et de la fréquence du réseau. Ces interventions sont coûteuses. Rien qu'en Allemagne, les mesures de redéploiement entraînent des coûts annuels de Milliards. Cela se produit parce que les exploitants de centrales reçoivent une indemnisation pour la réduction de puissance et que la mise à disposition de centrales conventionnelles est coûteuse.

La réserve de redéploiement désigne désormais un mécanisme planifié selon lequel les gestionnaires de réseau identifient certaines régions comme „zones à capacité limitée“ être autorisés à s'identifier. La condition préalable serait que l'année précédente plus de 3 % en raison de la quantité d'électricité potentielle due aux goulots d'étranglement du réseau réglementé ont dû être pris. Dans de telles zones, le raccordement au réseau de nouvelles installations photovoltaïques et éoliennes est en principe possible, mais elles reçoivent aucune compensation lors de la limitation. Cette classification devrait être valable jusqu'à dix ans. Cela romprait le principe actuel selon lequel les opérateurs sont indemnisés en cas d'intervention sur le réseau.

Contexte : Pourquoi la proposition est née

La réserve de redéploiement ne trouve pas son origine dans la politique, mais dans le Environnement d'opérateur de réseau, comme l'a souligné la Fédération des nouvelles énergies. Les premières réflexions conceptuelles ont donc été développées dès 2021 par La filiale d'Eon, Edis. L'élaboration a été poursuivie en collaboration avec E-Bridge Consulting. Au cours des années suivantes, l'approche a trouvé de plus en plus sa place dans les discussions sur la politique énergétique et les documents de position de l'industrie.

L'idée a également reçu le soutien public de Katherina Reiche, qui s'est prononcée en ce sens dans sa fonction d'alors à la tête de Westenergie. La proposition a finalement été reprise politiquement par une initiative du Land de Mecklembourg-Poméranie-Occidentale au Bundesrat. De là, elle est parvenue à un projet de loi du BMWE. On peut ainsi retracer le cheminement d'un concept sectoriel vers un possible instrument réglementaire.

Impacts économiques pour les acheteurs de l'intégralité et les acheteurs en gros

Les analyses d'Aurora Energy Research montrent que la réserve de redéploiement concerne particulièrement les régions où haute densité renouvelable pourrait rencontrer. Il s'agit principalement de zones à vent fort dans le nord ou de régions à forte intensité photovoltaïque dans le sud de l'Allemagne. Pour les exploitants de nouvelles installations de la loi sur les énergies renouvelables (EEG) qui injectent la totalité ou une grande partie de leur production, il en résulte un risque économique considérable. En cas de bridage, non seulement les indemnisations habituelles de redéploiement pourraient disparaître, mais en même temps aussi les La prime de marché fait défaut, car aucun courant n'est injecté. Cette double incertitude quant aux revenus complique considérablement le calcul des projets et peut renchérir ou même empêcher le financement de nouvelles installations.

Impacts sur les projets d'énergies renouvelables avec autoconsommation élevée et systèmes de stockage de l'énergie par batteries

Pour les projets où les entreprises consomment principalement l'électricité solaire produite elles-mêmes et Accumulateur de grande capacité (BESS) systemdienlich einsetzen, hat der Redispatch-Vorbehalt eine deutlich importance économique moindre. Car plus la part d'autoconsommation sur place est élevée, moins souvent l'électricité doit être injectée dans le réseau, et donc moins le risque de limitations dues au dispatching est important.

En outre, les exploitation du réseau favorable BESS, par exemple en lissant les pics d'injection, en optimisant les profils de charge ou en injectant spécifiquement pendant les périodes de faible charge du réseau. Ces stratégies d'exploitation réduisent déjà les goulets d'étranglement potentiels du réseau sur le plan technique et pourraient à terme devenir un argument important vis-à-vis des gestionnaires de réseau. Ceci est particulièrement vrai dans les régions où la capacité du réseau est limitée.

Cela crée une différence structurelle entre les types de projets. Alors que les installations de production pure pour l'injection sur le réseau seraient plus exposées aux risques réglementaires, les projets combinés de consommation propre et de stockage pourraient activement améliorer leur intégration au système et ainsi obtenir des avantages économiques et techniques pour le réseau. La réserve de redéploiement signifie donc incitations indirectes pourconcepts d'installations flexibles et adaptés au réseau Mettre.

Critique juridique de la réserve de redéploiement

Sur le plan juridique également, l'instrument est sous pression. Juristes et experts sont sceptiques quant à la validité de la réserve de redespatch au regard de l'article 6, paragraphe 2, de la directive (UE) 2019/944 sur l'électricité et de sa précision par la directive (UE) 2024/1711. L'article 13 du règlement (UE) 2019/943 suggère également qu'un tel système pourrait enfreindre le droit européen de l'énergie. En effet, il y est stipulé que les accès au réseau doivent être équitables, objectivement justifiés et non discriminatoires. En outre, les gestionnaires de réseau sont tenus de remédier aux engorgements, principalement par le biais de redispatch basé sur le marché, en incluant toutes les technologies de production et de stockage, et de dédommager généralement les réductions de production.

Dans ce contexte, il est considéré d'un œil critique que la réserve de redéploiement pourrait effectivement conduire les demandeurs de raccordement à Renoncer à des demandes d'indemnisation, afin d'obtenir une connexion au réseau. Cependant, une telle renonciation ne serait autorisée en droit européen que si elle était volontaire. Si elle est rendue obligatoire pour la connexion, cela pourrait être considéré comme pression inadmissible et pourrait être considéré comme un contournement des mécanismes de protection du droit de l'Union.

Les critiques soutiennent donc que l'instrument contourner l'accès réseau sans discrimination et en même temps pourrait réduire l'incitation pour les exploitants de réseaux à réduire les goulets d'étranglement par l'expansion du réseau ou une gestion efficace du système. Par conséquent, les associations professionnelles et les avis juridiques mettent en garde contre considérables incertitudes juridiques et aux conflits potentiels avec le droit du marché intérieur européen, si le mécanisme devait être ancré dans la loi sous cette forme.

Critiques du secteur et de l'industrie de l'énergie

Outre les préoccupations juridiques, les acteurs du marché expriment d'importantes réserves économiques. Des entreprises énergétiques comme RWE, ainsi que des associations industrielles, avertissent que la réserve de redispatch freiner les investissements. Si les risques de revenus augmentent et que les délais d'amortissement deviennent difficiles à calculer, l'incertitude s'accroît pour les développeurs de projets, les financiers et les exploitants. Certains craignent même que de grandes parties de l'Allemagne ne tombent sous le seuil de 3 %, ce qui ralentirait durablement le déploiement des énergies renouvelables.

Suggestions alternatives au lieu de la réserve de redéploiement

En contre-proposition, de plus en plus mécanismes de contrôle orientés vers le marché discutent. L'Öko-Institut et la Stiftung Umweltenergierecht proposent un modèle offres optimisées pour le référencement vor. Un malus lié aux contraintes du réseau déplacerait les projets dans les régions où la capacité du réseau est limitée à la fin de la séquence d'attribution, sans réduire le montant de la subvention. De cette façon, les investisseurs seraient indirectement incités à choisir des sites moins sollicitant le réseau, sans modifier ultérieurement le cadre économique des projets individuels. La délimitation des zones de contrainte correspondantes pourrait être effectuée annuellement sur la base des données de redéploiement signalées à l'Agence fédérale des réseaux.

Alternativement, l'article 8a de l'EEG, en vigueur depuis février 2025, permet une approche ciblée et stratégique Surdéveloppement d'une connexion réseau existante. Cela signifie que la puissance nominale d'une installation d'énergies renouvelables peut être supérieure à la capacité de son point de connexion. Pendant les quelques heures de l'année où une installation photovoltaïque ou un parc éolien atteint sa puissance maximale, le système de gestion de l'énergie concerné peut sans problème réduire l'injection. Cela réduit ou reporte les coûts de développement du réseau et ne freine pas la transition énergétique. Ainsi, Surconstruction à une stratégie clé dans les zones soumises à la réserve de redéploiement.

Classification : Pourquoi le sujet est si controversé

Le débat intense concernant la réserve de redéploiement montre un conflit d'objectifs fondamental la transition énergétique : D'une part, le développement des énergies renouvelables doit se faire le plus rapidement possible, d'autre part, les réseaux électriques sont limités en termes de charge à l'échelle régionale sans extension. Le biais réglementerait ce conflit en transférant une partie du risque lié au réseau aux exploitants d'installations. Les partisans y voient un Incitations pour le choix d'un emplacement favorable au réseau, les critiques en revanche une Risque pour la sécurité des investissements. Ce conflit d'intérêts est précisément ce qui fait de cet instrument l'une des propositions de politique énergétique les plus controversées du débat actuel.

Conclusion

La réserve de redéploiement est bien plus qu'un mécanisme technique dans le détail. Elle réorganiserait la répartition des risques dans le système électrique et aurait ainsi une influence directe sur les décisions d'investissement, le choix des sites et la vitesse de développement des énergies renouvelables. Son La mise en œuvre est actuellement ouverte. Cependant, il est déjà établi qu'une introduction aurait des conséquences profondes sur les structures de marché, les pratiques de financement et la réglementation dans le secteur de l'énergie pour les installations de grande taille et à alimentation totale.

Der Beitrag Was ist der „Redispatch-Vorbehalt“? erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

(Début 2026) Une normative uniforme à l'échelle fédérale Photovoltaïque obligatoire pour l'immobilier industriel et commercial, il n'existe toujours pas en Allemagne.Voir ci-dessusBien que des harmonisations aient été annoncées à plusieurs reprises au niveau fédéral, la compétence législative réside en grande partie dans les Länder. Il en résulte actuellement un patchwork de diverses obligations, périodes de transition et seuils. Parallèlement, la pression réglementaire augmente considérablement, car les objectifs climatiques nationaux et les exigences européennes exigent une intégration plus rapide du photovoltaïque dans le secteur du bâtiment.

Le moteur central au niveau de l'UE est la directive sur la performance énergétique globale des bâtiments. (Directive sur la performance énergétique des bâtiments, EPBD). Elle oblige les États membres à introduire de nouvelles exigences pour l'utilisation de l'énergie solaire sur les bâtiments. La transposition des exigences actuelles en droit national doit se faire au plus tard le 29 mai 2026 se produire. Il est donc prévisible que les réglementations nationales existantes soient adaptées et que les lacunes actuelles soient comblées. Pour les entreprises, cela signifie que même si aucune obligation n'est en vigueur sur le site concerné aujourd'hui, la situation juridique peut changer à court terme. Le gouvernement fédéral a mis en œuvre la directive européenne dans le cadre de la conception de la loi sur la modernisation des bâtiments (GEG ou GMG) annoncé. Ceci devrait jusqu'au 1er juillet 2026 arrivé.

L'obligation d'installer des panneaux photovoltaïques sur les toits commerciaux s'applique ici

Au niveau des Länder, de nombreux Länder ont déjà introduit des exigences contraignantes. Le Bade-Wurtemberg a été particulièrement précoce, où une obligation s'applique aux bâtiments non résidentiels neufs depuis 2022 et également aux rénovations fondamentales de toitures depuis 2023. Berlin, Hambourg, le Schleswig-Holstein, la Basse-Saxe, la Rhénanie-Palatinat et la Bavière ont également introduit des obligations solaires contraignantes pour les nouveaux bâtiments commerciaux, parfois complétées par des exigences pour les rénovations de toitures existantes. Brême a mis en place un modèle progressif, qui a d'abord couvert les rénovations, puis les nouvelles constructions. En Rhénanie-du-Nord-Westphalie, des exigences s'appliquent déjà à certaines catégories de bâtiments et sont progressivement étendues, tandis que le Brandebourg a introduit des obligations partielles pour les bâtiments commerciaux et prépare d'autres renforcements.

D'autres États fédéraux poursuivent jusqu'à présent des stratégies plus prudentes. En Hesse, Sarre, Saxe, Saxe-Anhalt, Thuringe et Mecklembourg-Poméranie-Occidentale, il n'existe actuellement pas d'obligations nationales étendues pour les bâtiments commerciaux. Là, les exigences se limitent souvent aux nouveaux bâtiments publics, aux biens immobiliers communaux ou aux programmes de subventionnement au lieu d'obligations d'installation légales. Néanmoins, des discussions politiques sur leur introduction existent également ici, souvent en invoquant des désavantages concurrentiels pour les États sans obligation solaire.

Les grands parkings commerciaux sont également concernés

Outre les toitures, les surfaces imperméabilisées retiennent de plus en plus l'attention de la législation. Plusieurs pays exigent déjà Abris de voiture solaires pour les grands parkings nouvellement construits à partir d'un certain nombre de places. Ces réglementations poursuivent un double objectif : la production d'énergie solaire supplémentaire sans concurrence d'utilisation des terres et la protection des véhicules contre les intempéries. Cependant, les seuils, les modèles de calcul et les exceptions varient considérablement d'un pays à l'autre.

Uniformisation de l'obligation PV via la BDPE en vue

Dans l'ensemble, une tendance claire se dessine : le développement réglementaire évolue à l'échelle nationale vers des obligations solaires généralisées, même si la voie à suivre passe toujours par des lois nationales différentes. Au plus tard avec la mise en œuvre obligatoire de la directive européenne sur la performance énergétique des bâtiments d'ici mai 2026, il faut s'attendre à ce que les exigences continuent de s'harmoniser et se renforcent dans de nombreuses régions. Pour les entreprises industrielles et commerciales, il deviendra donc de plus en plus crucial de planifier les projets de construction et de rénovation à un stade précoce, en tenant compte des réglementations nationales en vigueur, afin d'éviter les risques d'autorisation et les coûts de mise à niveau.

Aperçu de l'obligation de PV par Land

Se conformer aux directives actuelles avec CUBE CONCEPTS

CUBE CONCEPTS vous conseille volontiers sur la législation actuelle ainsi que sur les subventions photovoltaïques et peut vous proposer une solution énergétique innovante et individuelle afin que votre entreprise soit également conforme aux directives légales à l'avenir. Avec des parcs solaires, Carports photovoltaïques et Systèmes photovoltaïques pour toitures vous réduisez en outre vos coûts énergétiques et améliorez votre bilan CO₂.

Bulletin d'information sur l'énergie

Restez toujours à jour !

Vos avantages :

✓ Dernières nouvelles sur les énergies renouvelables

✓ Mises à jour sur le droit de l'énergie & les subventions

✓ Expertise sur les thèmes du PV et de la durabilité

S'inscrire maintenant

Der Beitrag Wo gilt eine Photovoltaik-Pflicht für Industrie & Gewerbe? erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

(Début 2026) Une norme fédérale Obligation solaire pour les biens immobiliers n'existe toujours pas en Allemagne. (Voir ci-dessus) Bien que le gouvernement fédéral ait politiquement annoncé une telle uniformisation, celle-ci n'a pas encore été mise en œuvre. Au lieu de cela, les Länder continuent de déterminer les obligations concrètes, les délais et les domaines d'application. Parallèlement, la pression réglementaire augmente considérablement, car les États membres de l Union européenne les directives de la version révisée Directive du bâtimentEPBD) au plus tard 29 mai 2026 transposer en droit national. Celle-ci oblige à étendre considérablement le recours à l'énergie solaire sur les bâtiments, en particulier pour les nouvelles constructions et les rénovations majeures.

Indépendamment d'une obligation à l'échelle nationale, le potentiel technique reste énorme. Les analyses du groupe de réflexion Agora Energiewende montrent toujours qu'à eux seuls, les toits en Allemagne représentent un Potentiel photovoltaïque sur le site gamme de gigawatts à trois chiffres posséder. Même les scénarios conservateurs supposent que les installations sur les toits peuvent contribuer de manière significative à l'objectif d'expansion d'environ 215 GW de puissance PV installée d'ici 2030. Dans ce contexte, le débat sur la politique énergétique concernant une obligation solaire générale pour les bâtiments se poursuit.

Jusqu'à présent, l'industrie et l'artisanat en point de mire de l'obligation solaire

Dans la pratique réglementaire quotidienne, l'attention reste principalement axée sur les immeubles industriels et commerciaux. La raison en est leur surface de toit nettement plus grande par rapport aux immeubles résidentiels. Les immeubles logistiques, les halls de production et les bâtiments publics disposent en moyenne d'un Multiples de la surface de toit disponible maisons unifamiliales typiques. C'est pourquoi de nombreux pays mettent en œuvre des obligations photovoltaïques pour l'industrie et le commerce et ne les étendent que plus tard aux bâtiments résidentiels. De plus, certaines lois nationales incluent également les surfaces imperméabilisées, comme les grands parkings, dans l'obligation lorsqu'ils sont nouvellement construits. À partir de 2027, une réglementation uniforme s'appliquera pour la première fois dans tout le pays. Vous pouvez lire ce que signifie concrètement le § 106 GModG pour les biens immobiliers commerciaux dans l'article lié ci-dessus.

Où s'applique l'obligation d'utiliser l'énergie solaire pour les biens immobiliers ?

Les exigences légales varient régional considérablement. Selon les Länder, les dates limites pour les demandes de permis de construire, les parts minimales de la surface de toit à couvrir, les seuils pour les surfaces de bâtiments ou le nombre de places de stationnement, ainsi que les dérogations, par exemple en cas de protection des monuments historiques, de contraintes statiques ou d'impossibilité économique, varient. De même, la question de savoir si seuls les nouveaux bâtiments ou également les rénovations de toiture sont concernés est réglementée différemment. Pour les promoteurs de projets et les propriétaires immobiliers, cela signifie qu'une planification conforme à la loi n'est possible qu'en tenant compte de la législation nationale actuelle.

Conclusion

Dans l'ensemble, le débat politique sur une obligation solaire générale reste dynamique. Le développement du photovoltaïque est considéré comme une condition centrale pour atteindre les objectifs climatiques, et le potentiel technique sur les bâtiments est là. Tandis que les critiques invoquent principalement les coûts d'investissement et les charges administratives, les partisans soulignent la baisse des prix des installations, les avantages à long terme en matière de coûts d'électricité et les exigences croissantes du droit de l'UE. Par conséquent, avec la mise en œuvre nationale des exigences de la directive pour l'efficacité énergétique des bâtiments (EPBD) d'ici mai 2026 au plus tard, il faut s'attendre à de nouveaux durcissements et à une plus grande harmonisation des réglementations.

Der Beitrag Solarpflicht bei Immobilien erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Le PV et l'éolien dominent le réseau

L'année 2025 marque un tournant dans la production d'électricité allemande. Pour la première fois, les énergies renouvelables ont Génie de l'exploitation minière et sont devenues la principale source d'électricité avec 56 %. Avec une augmentation massive Addition de sur 16 Gigawattheures l'année dernière, les installations solaires ont fourni environ 87 térawattheures Électricité. Cette évolution est clairement visible dans l'évolution des prix sur le marché de l'électricité. En 2025, un nouveau record avec 574 heures des prix négatifs de l'électricité enregistré.  

Simultan ist aber auch die Anzahl der Le prix des heures élevées a considérablement augmenté en 2025, dans lesquels le prix de l'électricité sur le marché boursier est en partie bien plus de 200 euros par mégawattheure. Cela représente une hausse de 25 % par rapport à 2024. Le prix moyen sur la bourse de l'électricité a également augmenté d'environ 10,5 % par rapport à l'année précédente à près de 89 euros par mégawattheure renchérit. Dans l'ensemble, le marché envoie ainsi des signaux de prix toujours plus forts.

Le site Volatilité des prix est par conséquent une conséquence directe du développement réussi des énergies renouvelables. Elle montre en même temps que la transformation du système électrique n'est pas encore achevée. Alors que la production est de plus en plus dépendante des conditions météorologiques, la consommation, les réseaux et le stockage ne réagissent pour l'instant que de manière limitée à ces fluctuations. Le développement nécessaire d'options de flexibilité – par exemple par Accumulateur de grande capacité, charges contrôlables, Tarifs dynamiques et la technique de mesure et de commande numérique – accuse un retard par rapport au développement de la production.

Les engagements du réseau BESS et le manque de flexibilité, qui constituent un goulot d'étranglement, augmenteront les prix de l'électricité en 2026.

Le marché du stockage d'énergie évolue de manière extrêmement dynamique et la Fédération allemande de l'industrie solaire rapporte que la capacité de stockage par batteries en Allemagne a tout de même été multipliée par cinq depuis 2020. À elle seule 9 710 demandes pour les connexions au réseau de stockage de batteries au niveau de la moyenne tension sont entrées auprès des opérateurs de réseau allemands en 2025 et seulement environ 3.800 reçu Promesses.

Entre-temps, les demandes s'accumulent et les gestionnaires de réseau de transport (ÜNB) et les gestionnaires de réseau de distribution (VNB) prennent un retard considérable dans leur traitement. Ainsi, la capacité de stockage installée est nettement inférieure au niveau requis pour un système électrique majoritairement basé sur les énergies renouvelables. Les capacités pour 2026 et 2027 déjà approuvées par les ÜNB 51 Gigawatts des grandes batteries de stockage n'entraînent pas d'effets directs ici. Bien que la flexibilité à court terme gagne en disponibilité, son influence systémique sur la stabilité des prix, le fonctionnement du réseau et les centrales de réserve n'a été que partiellement réalisée jusqu'à présent.

Milliards d'euros de l'État comme amortisseur de prix pour les tarifs de l'électricité en 2026

Dans ce contexte, les politiques réagissent de plus en plus par des mesures de soutien des prix. Pour l'année 2026, la Confédération prévoit environ 29,5 milliards dépenser des euros pour atténuer les prix de l'électricité pour les entreprises et les ménages. Les fonds sont utilisés, entre autres, pour des subventions aux tarifs du réseau de transport, pour les Baisse de la taxe sur l'électricité, dans le Prix de l'électricité industrielle ainsi que dans Financement EEG concernant le Fonds pour le climat et la transformation. Ces mesures sont complétées par les Compensation du prix de l'électricité pour les entreprises gourmandes en énergie.

Ces allègements sur les prix de l'électricité contribuent à limiter à court terme les coûts pour les consommateurs et l'industrie en 2026. Dans le même temps, cependant, les voix critiques se multiplient, soulignant que durabilité limitée indiquer cette approche. Les subventions publiques élevées ne s'attaquent pas aux causes de l'augmentation des coûts du système, mais couvrir les signaux de prix, qui visent en réalité à encourager les investissements dans la flexibilité, l'efficacité et la densité du réseau. C'est pourquoi des politiciens individuels, des commissions d'experts et des instituts de recherche économique soulignent que les mesures visant à réduire les coûts globaux du système sont plus efficaces à long terme que les subventions permanentes.

Pourquoi la flexibilité vaut double maintenant

Les données actuelles du marché indiquent que le système électrique doit changer d'optique : passer d'une logique de production pure à une approche systémique intégrée. Un marché de l'électricité avec une part élevée d'énergies renouvelables fluctuantes requiert impérativement des consommateurs flexibles, des unités de stockage par batterie à grande échelle et des réseaux intelligents qui exploitent systématiquement les signaux de prix variables dans le temps.

C'est précisément ici que réside le potentiel économique pour les entreprises qui souhaitent réduire leurs prix de l'électricité en 2026 :

• Profiter des effets d'arbitrage : Malgré les retards dans les engagements de réseau pour les BESS, le marché montre que Commerce d'électricité avec des revenus d'arbitrage – c'est-à-dire acheter de l'électricité pendant les phases négatives et l'utiliser ou la réinjecter pendant les phases de prix élevés – est un modèle économique très attractif.
• La gestion des effectifs comme avantage concurrentiel : Les entreprises capables de flexibiliser leurs processus grâce à la commande numérique et à leurs propres solutions de stockage échappent à la hausse du niveau moyen des prix. Elles profitent des „ heures gratuites “ des énergies renouvelables et évitent les pics coûteux dus au manque de flexibilité du système.
• Éviter les coûts du réseau : Par une optimisation intelligente de l'autoconsommation et Peak Shaving ne devraient pas seulement les coûts d'approvisionnement purs, mais aussi les frais de réseau être réduits de manière significative – un facteur qui deviendra de plus en plus important compte tenu de l'augmentation des coûts du système en 2026.

Conclusion : Les prix de l'électricité en 2026, un signal d'alarme pour les entreprises

Les prix de l'électricité en 2026 seront stabilisés artificiellement par une intervention massive de l'État, mais la volatilité record en bourse restera une caractéristique structurelle durable. Les subventions fédérales de plusieurs milliards, bien qu'atténuant la pression des coûts à court terme, ne peuvent remplacer la nécessaire restructuration technologique.

Le „ goulet d'étranglement “ des engagements du réseau et la flexibilité encore insuffisante du côté de la demande continuent de faire grimper les coûts du système. Le défi central – et en même temps la plus grande opportunité – est de rendre cette volatilité économiquement utilisable. Ceux qui investissent maintenant dans le stockage, le contrôle numérique et les concepts dynamiques s'affranchissent des programmes d'aide de l'État et se positionnent comme des acteurs utiles au système et économes en coûts dans un environnement de marché volatil. La volatilité n'est pas un risque qu'il faut ignorer, mais un signal de prix qui exige des réponses entrepreneuriales.

Der Beitrag Strompreise 2026: Hohe Subventionen & Rekord-Volatilität – Flexibilität lohnt sich jetzt doppelt erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Alors que la plupart des ménages privés utilisent des tarifs réglementés ou standardisés, Prix de l’électricité industrielle négociés individuellement. Les gros acheteurs bénéficient souvent de droits réduits, d'réglementations spéciales et de contrats de livraison sur mesure, ce qui rend une analyse séparée absolument nécessaire.

Composition des prix de l'électricité industrielle en Europe

Le site Prix industriels de l'électricité se composeront également de plusieurs postes de dépenses en 2025 :

• Coûts d'approvisionnement sur le marché de gros ou au comptant
• Rémunération du réseau pour le transfert et la distribution
• Impôts, taxes et cotisations
• Allègements réglementaires pour les entreprises à forte consommation d'énergie

En Allemagne, de nombreuses entreprises continuent de bénéficier de mécanismes tels que Allègement de la taxe sur l'électricité (§§ 9b, 10 StromStG), qui Régime d'indemnisation spécial (BesAR selon EnFG), qui utilisation atypique du réseau ou celle encore valable Charge de la bande selon le § 19 StromNEV. Au niveau européen, il y a aussi certificats d'émission de CO₂ gratuits dans le système d'échange de quotas d'émission de l'UE et ajoutent des contrats d'approvisionnement individuels qui limitent la transparence du marché, mais permettent des avantages en matière de prix.

Les prix de l'électricité industrielle en Europe en 2025 en un coup d'œil

En l'an En 2025, le prix moyen de l'électricité industrielle en Europe s'élèvera à 16,87 centimes/kWh. Les prix s'entendent pour les entreprises ayant un consommation annuelle d'électricité des clients industriels et commerciaux types et comprennent les frais de réseau, mais pas la TVA.

Les prix du courant industriel les plus bas en 2025

• Finlande : 7,67 ct/kWh
• Suède : 9,28 ct/kWh
• Portugal : 11,06 ct/kWh
• Danemark et Espagne : chaque 12,10 ct/kWh

Ces pays bénéficient principalement d'une forte part d'énergies renouvelables, d'une hydroélectricité bon marché et d'infrastructures de réseau stables.

Prix les plus élevés de l'électricité industrielle en 2025

• Irlande : 26,06 ct/kWh
• Croatie : 21,36 ct/kWh
• Hongrie : 19,12 ct/kWh

Une forte dépendance aux importations, des capacités de production limitées et des structures de taxes nationales font grimper les prix de l'industrie bien au-dessus de la moyenne de l'UE.

L'Allemagne dans la comparaison européenne

Avec 17,99 centimes/kWh (selon l'Agence fédérale des réseaux) se trouve L'Allemagne se situe environ 6,6 points de pourcentage au-dessus de la moyenne de l'UE. Malgré la baisse des prix de gros, les prix de l'électricité industrielle restent grevés par des tarifs de réseau et des taxes comparés. Les pays tels que France (13,42 cts/kWh) ou Pologne (12,65 cts/kWh) présentent des conditions nettement plus favorables pour les consommateurs d'électricité industriels.

Défis de comparaison des prix industriels européens

la comparaison de Prix de l'électricité industrielle en Europe reste exigeant, car plusieurs facteurs influencent la significativité :

Structures de coûts différentes
La pondération des coûts d'approvisionnement, des tarifs de réseau et des taxes gouvernementales varie considérablement. Les pays ayant des coûts d'approvisionnement élevés peuvent néanmoins présenter des prix globaux plus bas que les États ayant des tarifs de réseau élevés.

Cadre réglementaire
Les modèles de financement nationaux, les allégements fiscaux et les réglementations spéciales pour les entreprises industrielles entraînent des différences de prix considérables.

Mix énergétique et structure du marché
Une part élevée d'énergies renouvelables ou d'énergie nucléaire réduit les prix de l'électricité à long terme, tandis que la dépendance aux énergies fossiles accentue les fluctuations des prix.

Évolution et perspectives des prix de l'électricité industrielle

Le site Prix industriels de l'électricité 2025 reflètent une phase de relative accalmie du marché. Par rapport aux années de crise, les prix ont baissé dans toute l'Europe, mais ils restent structurellement différents. Pour les entreprises, il est donc de plus en plus important de Approvisionnement stratégique en électricité prend de l'importance.

• Contrats à prix fixe offrir la sécurité des calculs
• Approvisionnement basé sur le marché au comptant permet des avantages de coûts avec une grande flexibilité
• Autoconsommation photovoltaïque réduit durablement les coûts d'acquisition
• Combinaison avec Accumulateurs de grande capacité et Systèmes de gestion de l'énergie augmente la rentabilité

Juste pour l'industrie et le commerce, le Autoconsommation d'énergies renouvelables l'un des leviers les plus efficaces pour se désolidariser à long terme des prix volatils de l'électricité industrielle. En Allemagne, l'influence de la proposition prévue pour 2026 sera démontrée. Prix de l'électricité industrielle ( tarif d'électricité de pont/industriel) ainsi que les subventions à l'expansion du réseau, globalement, réduiront les coûts.

Les prix de l'industrie européenne en 2025 resteront un facteur décisif pour la localisation

Le site Prix de l'électricité industrielle en Europe 2025 se sont stabilisées dans l'ensemble, mais les différences entre les pays restent considérables. L'Allemagne se maintient dans le tiers supérieur des prix, ce qui pèse sur la compétitivité des entreprises à forte intensité énergétique.

Pour l'industrie et le commerce, il devient de plus en plus crucial, Gérer activement les coûts d'électricité – par un approvisionnement intelligent, une production propre et une utilisation optimisée sur le plan réglementaire de l'infrastructure du réseau. Ceux qui utilisent systématiquement ces leviers peuvent non seulement réduire les coûts, mais aussi apporter une contribution mesurable à la décarbonisation.

Der Beitrag Europas Industriestrompreise 2025 erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Pourquoi un prix de l'électricité industrielle sera introduit à partir de 2026

Les prix de l'énergie constituent depuis des années un risque stratégique pour l'industrie allemande. Bien que les prix de gros se soient à nouveau stabilisés après le choc des prix de l'énergie de 2022, le prix moyen de l'électricité industrielle en 2024 à 23,3 ct/kWh et en 2025 à 17,8 à 18,8 ct/kWh est resté au niveau supérieur de l'UE. Les grandes entreprises à forte intensité énergétique bénéficiant d'allègements spéciaux paient souvent nettement moins, soit 11 à 12 ct/kWh.

Particulièrement pertinent est Structure de ces coûts. Uniquement environ 40 % revient au véritable Coût de la main-d'œuvre, donc le courant qui est physiquement consommé. Il est actuellement d'environ 9 ct/kWh. Le reste 60 % se composent des frais de réseau, des impôts, des droits et des prélèvements, qui ne peuvent pas être facilement réduits. C'est précisément pour cette raison que le gouvernement fédéral cible désormais spécifiquement le prix du travail. En le baissant à 5 centimes/kWh un signal-prix devrait être mis en place pour renforcer la compétitivité internationale des entreprises électro-intensives et, dans le même temps, accélérer les investissements dans les technologies de transition énergétique.

Conception du prix de l'électricité industrielle à partir de 2026

Formellement, le nouveau prix de l'électricité industrielle rétroactivement saisir. Les entreprises pourront demander un soutien financier pour la première fois en 2027, rétroactivement pour l'année 2026, et passeront financièrement à Prestation préalable. La subvention est plafonnée à un total de trois ans conçu – donc pour les périodes 2026, 2027 et 2028 – et expirera ensuite. Les paiements seront toutefois effectués jusqu'en 2030, ce qui laissera suffisamment de marge du point de vue administratif.

La Confédération met à disposition des fonds considérables à cet effet, mais leur montant diminue : en 2026, il est prévu que 1,5 milliard d'euros disponibles sur le Fonds pour la transformation climatique (KTF), au cours de chacune des deux années suivantes 800 millions d'euros. Le concept est délibéré dégressif conçu pour alléger le fardeau des entreprises. Dans le même temps, il doit y avoir des incitations claires pour rendre l'approvisionnement énergétique structurellement plus durable. La base de calcul est le prix moyen de l'électricité sur le marché de gros. Si celui-ci dépasse 50 euros par mégawattheure, le paiement de la différence s'applique jusqu'à la marque de 5 centimes/kWh, mais uniquement pour des parts de consommation définies.

Quelles entreprises y ont droit

Ne sont expressément visés que les secteurs industriels considérés comme particulièrement énergivores et intensifs en échanges commerciaux. La base est le soi-disant Liste de BesAR 1 des lois sur l'efficacité énergétique (EnFG), c'est-à-dire les secteurs de l'UE présentant un „ risque d'évasion significatif “. Pour être éligibles au financement, l'intensité commerciale et l'intensité électrique doivent atteindre un total d'au moins 2 pour cent, avec des valeurs individuelles supérieures à 5 pour cent chacune.

Cette définition relativement stricte limite les aides à 91 secteurs économiques et secteurs partiels, parmi lesquels figurent en partie l'industrie chimique, la transformation des métaux, la production de ciment, de verre, de céramique, de cellules de batterie et de semi-conducteurs, la transformation du caoutchouc et des plastiques, une partie de l'industrie du papier, ainsi que certains domaines de la construction mécanique et de l'extraction de matières premières. Pour eux, la question du prix de l'énergie est un facteur essentiel de localisation – et par conséquent l'argument central pour l'instauration d'un prix de l'électricité industrielle.

Quelles conditions les entreprises doivent remplir

Une mesure centrale est Limitation de quantité. La réduction de 5 centimes d'euro/kWh ne s'applique pas à la consommation totale d'une entreprise, mais uniquement à des parts définies, qui diminuent dans le temps. Alors qu'en 2026 „plus de 50 pour cent“que la consommation peut être encouragée, c'est exactement en 2027 50 pour cent et 2028 un part réduite. Au total, une entreprise bénéficie donc, en moyenne, de subventions couvrant 50 % de sa consommation totale d'électricité pendant les trois années que dure le tarif industriel, ce qui correspond à 5 ct/kWh.

Parallèlement, certaines exclusions s'appliquent. Particulièrement important : le financement peut pas avec l'existant Compensation du prix de l'électricité combinées. Les entreprises doivent décider quel type de subvention est le plus avantageux économiquement pour elles. D'autres allégements – tels que la réduction des tarifs de réseau selon le § 19 StromNEV, les allégements de la taxe sur l'électricité ou les exonérations de contributions – peuvent en revanche continuer à être utilisés.

Pour que le financement public ne crée pas seulement des avantages de coût à court terme, mais produise des effets à long terme pour le système énergétique, il est soumis à d'autres conditions. Particulièrement pertinent est Obligation d'investissement. Les entreprises doivent 50 % des aides reçues investir dans des projets qui contribuent de manière mesurable à la réduction des coûts du système électrique dans les 48 mois. Il s'agit principalement d'investissements dans production d'énergie renouvelable, Stockage sur batterie ou mesures pour Efficacité énergétique.

Qui même 80 % En orientant le financement vers ces domaines, il est possible en outre d'atteindre Bonus de 10 % pour recevoir l'aide réelle. Le soutien n'est donc pas seulement un plafonnement des prix à court terme, mais un instrument de transformation destiné à motiver les entreprises à réaliser des investissements durables.

Classement : Que signifie le prix de l'électricité industrielle à partir de 2026 pour la pratique ?

Avec le prix de l'électricité industrielle à partir de 2026, le gouvernement fédéral envoie un signal important, bien que limité dans le temps, de politique industrielle. D'une part, le coût du travail, directement pertinent pour la compétitivité, sera légèrement abaissé pour les industries particulièrement exposées. D'autre part, le soutien contraint les entreprises à participer activement à la modernisation du système énergétique en investissant dans la production d'énergies renouvelables, le stockage ou des projets d'efficacité.

C'est précisément cette combinaison de soulagement des prix et de pression à la transformation qui rend le modèle intéressant : il offre un allégement à court terme en période de coûts énergétiques élevés, tout en créant un environnement d'investissement qui peut conduire à des coûts d'électricité plus stables et plus bas à long terme – tant pour l'industrie que pour le système dans son ensemble.

Pour de nombreuses entreprises, il sera crucial de savoir à quel point la procédure de demande sera simple sur le plan administratif, dans quelle mesure les fonds des programmes de subvention existants resteront fiables et si le prix de l'électricité industrielle pourra éventuellement être développé à partir de 2026 pour devenir un instrument permanent de localisation.

Der Beitrag 5-Cent-Industriestrompreis ab 2026? erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Avec l'introduction retardée, les ministres réagissent aux prix élevés persistants de l'énergie et aux demandes de certains États membres, notamment d'Europe centrale et orientale, qui appellent à une transition plus prudente. Parallèlement, le Conseil a réaffirmé l'objectif général de réduire les émissions européennes de gaz à effet de serre de 90 % d'ici 2040 par rapport à 1990. La décision s'inscrit dans le cadre du projet de loi européenne sur l'objectif climatique de 2040, qui doit être voté au Parlement européen avant la fin de l'année.

Le système d'échange de quotas d'émission de l'UE II a une importance structurelle.

Le SEQE-UE II est la deuxième phase d'expansion du système européen d'échange de quotas d'émission, qui couvre jusqu'à présent les industries à forte intensité énergétique et le secteur de l'électricité. Le nouveau marché vise à couvrir à l'avenir les transports et le chauffage des bâtiments – c'est-à-dire des domaines où les solutions nationales s'appliquent jusqu'à présent. En Allemagne, cela concerne le système national d'échange de quotas d'émission conformément àBEHG, qui va maintenant probablement se poursuivre une année de plus.

À partir du 1er janvier 2026, en Allemagne jusqu'à présent une taxe carbone basée sur les enchères est prévue comme mesure transitoire. Les prix des certificats devraient se situer dans une fourchette de prix prescrite entre55et65Euro Pro Tonne bewegen, mit einem Nachkaufpreis von 68 Euro, falls die Auktionsmengen erschöpft sind. Ob der noch fixe CO₂-Zertifikatpreis von 55 Euro um ein Jahr verlängert oder die Übergangsregelung nun zwei Jahre gelten wird, muss nun in den kommenden Wochen entschieden werden.

Les entreprises concernées devront donc calculer leurs coûts de CO₂ sur la base des résultats d'enchères d'ici 2026 ou 2027, ce qui entraîne une incertitude accrue quant aux prix. Ce n'est qu'à partir de 2028, avec le SEQE-UE II, que le prix des quotas de CO₂ sera entièrement déterminé par l'offre et la demande sur le marché européen. Diverses études ont jusqu'à présent estimé les coûts de CO₂ lors de l'introduction du système en 2027 à 200 à 350 euros pro Tonne. Il reste à voir si cette explosion de prix attendue sera atténuée par le report du lancement du système d'échange de quotas d'émission de l'UE II. 

Raisons du report de l'ETS II

Plusieurs facteurs politiques et économiques mènent à cette décision :

• Les prix élevés et persistants de l'énergie depuis 2022 pèsent sur les ménages et les petites entreprises dans l'UE.
• Des pays comme la Pologne, la République tchèque et la Hongrie demandent plus de temps pour préparer la compensation sociale des ménages à faible revenu.
• Le Fonds social pour le climat, qui vise précisément à créer cette compensation, sera lancé en 2026 et nécessitera un délai administratif supplémentaire.
• Les autorités nationales doivent adapter leurs systèmes de rapport, leurs normes de données et leurs mécanismes de facturation à la norme européenne à venir.

Die Politik erhofft sich durch die Verschiebung eine geordnetere Implementierung, ohne den langfristigen Pfad zur Dekarbonisierung zu verändern. Dies zeigt zugleich, dass sie sozioökonomische Durchführbarkeit zunehmend als integraler Bestandteil europäischer Klimapolitik versteht.

Impacts sur le marché du CO₂

La décision aura également un impact sur la formation des anticipations sur le marché du carbone. Les analystes s'attendent désormais à ce que le prix moyen du CO₂ dans le système d'échange de quotas d'émission de l'UE I établi (secteurs industriel et de la production d'électricité) reste stable à court terme, et que le report de l'ETS II amortisse quelque peu les prix de départ. Cependant, pour le système allemand de quotas d'émission nEHS, les experts s'attendent à un prix du CO₂ à la limite supérieure (65 euros) d'ici 2028, car les acteurs du marché intègrent déjà la pénurie européenne garantie à partir de 2028. De nouvelles prévisions et analyses examineront de plus près l'effet du report du lancement de l'ETS II de l'UE sur les prix des certificats de CO₂ dans les semaines à venir.

Le report du lancement de l'ETS II à 2028 soulève deux questions supplémentaires qui doivent être résolues de toute urgence par la politique :

• Qu'advient-il du Fonds social pour le climat, qui devrait en principe mettre à disposition chaque année environ 86 milliards d'euros issus des recettes du système d'échange de quotas d'émission (SEQE) à partir de 2026, afin d'alléger la charge des ménages à faible revenu et de promouvoir des programmes d'efficacité énergétique.
• La feuille de route pour la fusion de l'ETS I et de l'ETS II, initialement prévue pour 2031, est-elle également en danger ?

Report du lancement de l'UE ETS II comme exercice d'équilibriste politique

Bien que le report de l'ETS II ne soit pas un recul flagrant de la politique climatique européenne, c'est peut-être une étape intermédiaire nécessaire. Il permet de stabiliser l'infrastructure technique et les instruments d'accompagnement sociaux sans changer la direction à long terme. Si cela réussit et que les effets ne sont pas simplement repoussés d'un an, c'est un signe positif pour l'économie en Europe. L'année 2028 reste ancrée dans la loi comme point de départ contraignant – l'UE maintient son cap vers la neutralité climatique, combiné à une proximité économique avec la réalité.

Der Beitrag EU verschiebt Start des ETS II auf 2028 – Was das für Politik & Wirtschaft bedeutet erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

La valeur SAIDI comme indicateur de la sécurité d'approvisionnement

Le SAIDI mesure la durée moyenne des interruptions d'approvisionnement en électricité par consommateur, en minutes par an. Il repose sur l'article 52 de la loi allemande sur l'énergie (EnWG), qui stipule que tous les exploitants de réseaux doivent signaler les interruptions d'approvisionnement non planifiées de plus de trois minutes. L'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) analyse ces données chaque année et les publie comme indicateur de la qualité de l'approvisionnement.

Pour 2024, 9,2 minutes sur la Moyenne tension et 2,4 minutes sur la Basse tension. Le nombre de perturbations signalées a légèrement augmenté pour atteindre environ 164 600 cas, ces derniers ont toutefois pu être résolus plus rapidement en moyenne que l'année précédente. Dans l'ensemble, cela montre une gestion opérationnelle efficace et une grande résilience technique dans l'exploitation du réseau malgré l'intégration toujours élevée des installations d'énergies renouvelables.

Les valeurs de l'Allemagne au sommet de l'Europe

Dans le comparatif international, il est confirmé à nouveau : Le réseau électrique allemand est l'un des plus stables d'Europe. Seule la Suisse enregistre avec 10 minutes une durée moyenne de panne encore plus faible. Avec 11,7 minutes, l'Allemagne occupe la deuxième place devant d'autres pays européens qui collectent leurs valeurs SAIDI chaque année.

Avec cela, la Sécurité de l'approvisionnement en Allemagne beaucoup plus de vingt fois plus haut comme dans certains pays d'Europe de l'Est. Le réseau électrique allemand reste également au-dessus de la moyenne en termes de stabilité par rapport au reste du monde, par exemple par rapport aux États-Unis (environ 70-80 minutes) ou à l'Australie (60 minutes).

Stabilité élevée du réseau malgré une charge croissante

La transition énergétique pose de nouvelles exigences au réseau électrique. La production décentralisée, la production volatile et les pics de charge croissants exigent une grande flexibilité dans l'exploitation du réseau. Néanmoins, la valeur SAIDI actuelle montre que l'intégration des énergies renouvelables n'a pas eu d'impact négatif sur la sécurité d'approvisionnement jusqu'à présent. Selon Klaus Müller, président de l'Agence fédérale des réseaux, „ aucune tendance négative en matière de coupures de longue durée n'est visible “. La valeur actuelle est d'ailleurs inférieure à celle de Moyenne décennale de 12,7 minutes – un signe clair de structures de réseau robustes et de processus opérationnels fonctionnels.

Perspectives : la sécurité d'approvisionnement comme facteur de localisation

Une alimentation électrique fiable est d'une importance capitale non seulement pour les ménages privés, mais surtout pour l'industrie et le commerce. La valeur SAIDI, à nouveau faible, envoie un signaux positifs pour l'économie et confirme l'Allemagne en tant que site avec haute qualité du réseau et Sécurité de l'exploitation. Avec le développement continu du réseau, la surveillance numérique du réseau et l'utilisation de technologies de stockage intelligentes, cette stabilité peut être maintenue même avec une part croissante d'énergies renouvelables.

Der Beitrag SAIDI-Wert 2024: Versorgungssicherheit in Deutschland weiter hoch erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Cela permet aux systèmes de stockage par batterie (BESS) pour les entreprises, représente l'un des paris les plus sûrs en matière de politique énergétique pour les décennies à venir. Les opérateurs se protègent contre la hausse des coûts d'approvisionnement, se positionnent stratégiquement lors des réformes du modèle de marché, augmentent leur sécurité d'approvisionnement et se prémunissent contre les exigences réglementaires croissantes. Pour les entreprises qui investissent de bonne heure dans des solutions de stockage, cela signifie non seulement une minimisation des risques, mais aussi un net avantage concurrentiel.

Du marché énergétique à fourniture unique au nouvel optimum : la flexibilité

Jusqu'à présent, la production d'électricité autonome et à bas prix était au premier plan marché allemand de l'électricité und du débat sur l'énergie, l'accent se déplace avec le développement rapide des énergies renouvelables. Il est désormais essentiel de fournir l'électricité au bon moment. Dans un système de plus en plus dépendant du soleil et du vent, la flexibilité devient le facteur décisif. Les entreprises, les opérateurs de réseaux et les fournisseurs d'énergie doivent pouvoir réagir aux fluctuations à tout moment, non seulement pour maintenir la stabilité des réseaux, mais aussi pour rester économiquement viables. Performance plutôt qu'énergie la nouvelle devise est : celui qui peut garantir la disponibilité de l'électricité gagne.

La solution la plus simple pour plus de flexibilité réside dans les systèmes de stockage d'énergie par batteries (BESS), dont les prix ont baissé au cours des deux dernières années. Ils réagissent plus rapidement que tout autre système aux signaux du réseau, compensent les pics de charge et assument des tâches de régulation de puissance qui étaient auparavant réservées aux centrales électriques classiques. Grâce à cette capacité de stockage d'énergie et de fourniture de puissance à court terme, les BESS deviennent ressource de flexibilité centrale dans chaque conception de marché de l'électricité imaginable.

Avec cela, ils changent également la perspective stratégique pour les entreprises : alors que les contrats d'achat d'électricité classiques (PPA) visent principalement la stabilité des prix, les systèmes de stockage ouvrent de nouvelles voies de revenus – par exemple, grâce à Réduction de pointe, réduction des frais de réseau ou Commerce d'électricité. La flexibilité passe ainsi d’un sous-produit technique à facteur économique stratégique, qui détermine les avantages concurrentiels.

BESS dans le contexte du débat sur l'énergie

Que l'Allemagne opte à l'avenir pour un marché de capacité centralisé, une obligation de couverture ou des formes hybrides mixtes : les technologies de stockage sont un élément central dans chaque modèle.

Im Marché de capacité-Modèle Les batteries génèrent des revenus supplémentaires en rémunérant la mise à disposition de puissance. Les opérateurs reçoivent des paiements pour leur sécurité d'approvisionnement – un modèle économique attractif, en particulier pour les grands systèmes de stockage dans les parcs industriels ou les projets de quartier.

Dans le modèle de Exigence de sécurité en revanche, l'incitation économique est décentralisée et proche du marché. Les entreprises peuvent utiliser leurs installations de stockage de manière flexible pour couvrir leurs propres obligations d'approvisionnement ou les vendre à des tiers – par exemple, à des fournisseurs d'énergie qui doivent prouver une puissance sécurisée par contrat. Cela met les opérateurs de BESS sur un pied d'égalité avec les centrales à gaz ou les cogénérations, mais avec l'avantage d'une réactivité sans émission et très dynamique.

Les modèles hybrides, qui sont actuellement au centre des préoccupations politiques, combinent les deux principes. Ils récompensent les acteurs qui offrent à la fois efficacité, flexibilité et sécurité d'approvisionnement – un environnement idéal pour les systèmes de stockage sur batteries performants.

Avantages économiques des BESS pour les entreprises

Les entreprises industrielles et commerciales qui misent sur les BESS bénéficient de multiples avantages :

• Stabilité des coûts : par écrêtement des pics de charge (Peak Shavingpeuvent les frais de réseau être réduits.
• Potentiels de rentabilité : Les revenus issus des marchés de la puissance de réglage ou de flexibilité complètent l'activité principale.
• Minimisation des risques : Les propres capacités de flexibilité protègent contre les fluctuations de prix.
• Durabilité : Le stockage par batteries favorise les objectifs climatiques et la conformité ESG.
• Avantage d'investissement : le stockage augmente la valeur d'un site dans une économie où le carbone est taxé.

Face à la hausse des prix du CO₂ et à la volatilité des marchés, la combinaison d'autoconsommation, de flexibilité et de participation au marché devient un facteur de différenciation stratégique. Les entreprises qui intègrent des systèmes de stockage par batterie aujourd'hui seront les acteurs qui façonneront activement le marché de l'électricité demain, et non plus de simples preneurs de prix.

Cadre réglementaire : Directives européennes et sécurité grâce à BESS

La directive de l'UE sur le marché de l'électricité (art. 18 bis) oblige tous les États membres à introduire des mesures de „ l'obligation de sécurisation “ à partir de 2027. La flexibilité ne sera donc plus facultative, mais deviendra systémique.

Les systèmes de stockage sont considérés comme des „ catalyseurs clés “ de cette politique, car ils garantissent la disponibilité à court terme tout en fonctionnant sans émissions fossiles. L'Agence fédérale des réseaux travaille sur des scénarios d'intégration future des BESS dans les réserves d'approvisionnement (VSR) et les mécanismes de capacité. Elle a déjà fait une première démarche dans le cadre de „ l'intégration au marché des systèmes de stockage et des points de recharge “ (MiSpeLprésenté.

Pour les développeurs de projets et les investisseurs, cela signifie que les projets énergétiques intégrant une part de stockage seront à l'avenir privilégiés par la réglementation, tant en matière de priorité de raccordement au réseau que d'autorisation de mise sur le marché pour les marchés de flexibilité.

Indépendance stratégique pour les entreprises dans le débat énergétique

Pour les entreprises, la transformation du marché de l'électricité offre d'énormes opportunités. Les systèmes de stockage par batterie sont depuis longtemps bien plus qu'un simple complément technique. Ils constituent un atout stratégique et, associés à des installations d'énergie renouvelable, garantissent l'approvisionnement énergétique futur d'une entreprise. Ceux qui investissent aujourd'hui dans des systèmes BESS ou qui les utilisent dans le cadre du modèle Contracting se protègent contre la hausse des prix de l'électricité et créent de nouvelles sources de revenus.

Des valeurs économiques supplémentaires sont créées à plusieurs niveaux :

• Autoconsommation & Peak ShavingRéduction des pics de demande et des frais de réseau grâce à des solutions intelligentes Déplacement de la charge.
• Énergie de réglage et marchés de capacité : revenus supplémentaires grâce à la fourniture de puissance garantie et à la participation aux marchés des services système.
• Obligation de garantie & certificats de performance : le commerce des flexibilités comme nouveau modèle commercial – en particulier pour les entreprises disposant de stockages sur site.
• Optimisation des coûts d'électricité et indépendance : l'intégration dans les concepts PV et les tarifs d'électricité dynamiques permet des coûts énergétiques prévisibles sur plusieurs années.

En combinaison avec le photovoltaïque, les pompes à chaleur ou la gestion de la charge, le stockage devient le centre de contrôle des concepts énergétiques modernes. Il allie rentabilité et objectifs climatiques et crée une nouvelle forme de souveraineté entrepreneuriale : le contrôle de la disponibilité de l'énergie, des coûts et de la sécurité d'approvisionnement.

Les entreprises qui font ce pas aujourd'hui se positionnent de manière optimale, tant vis-à-vis des futures exigences réglementaires que dans la compétition pour des prix de l'énergie stables et durables.

Conclusion : L'avenir appartient aux batteries

Quel que soit le design du marché de l'électricité qui s'imposera politiquement – marché de capacité, obligation de couverture ou modèle hybride – les systèmes de stockage par batteries constituent l'épine dorsale du nouveau monde de l'énergie. Ils fournissent la flexibilité, la sécurité d'approvisionnement et la rentabilité exigées par le système énergétique de l'avenir.

Pour l'industrie, le commerce et les promoteurs immobiliers, cela signifie que les systèmes de stockage ne sont plus une option, mais une condition préalable pour exploiter activement les opportunités du marché de l'énergie. Ils ne compensent pas seulement les fluctuations, mais rendent également les énergies renouvelables prévisibles et commercialisables.

À une époque où l'énergie devient de plus en plus un facteur stratégique de compétitivité, les BESS constituent le pari le plus sûr en matière de politique énergétique pour la prochaine décennie. Ils allient protection du climat et rentabilité, et sont la clé d'un système électrique stable, flexible et durable – pour les entreprises qui pensent déjà à demain.

Der Beitrag BESS: Der logische Gewinner der Energiedebatte erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Jusqu'à 435 milliards d'euros de surcoût

Pour garantir la sécurité d'approvisionnement, le ministère fédéral de l'Économie et de l'Énergie (BMWE) prévoit désormais des centrales à gaz supplémentaires. Celles-ci devraient être soutenues par de nouveaux mécanismes de capacité marché de l'électricité allemand financé. Un élément central Marché de capacité avec une augmentation d'à peine 2 centimes/kWh pour le consommateur final devrait déjà suffire, a déclaré le ministre fédéral de l'Économie. Cependant, l'Association fédérale de la nouvelle économie de l'énergie (BNE) tire maintenant la sonnette d'alarme. Il s'attend à une Surcharge de jusqu'à 435 milliards Euro plus de 20 ans pour les consommateurs et l'industrie et met en garde contre les incitations perverses. Une meilleure alternative serait le soit-disant. Exigence de sécurité.

Quel design de marché de l'électricité convient à l'Allemagne ?

Les coûts élevés d'un marché central de capacité qui sont maintenant évoqués avivent encore le débat actuel sur la future conception du marché de l'électricité. Or, les différents modèles alternatifs à un marché européen de l'électricité existent depuis longtemps et sont discutés depuis un certain temps dans les cercles spécialisés. Comme souvent, une combinaison d'obligation de couverture et de marché de capacité avec des mesures intelligentes semble être la solution pour la future conception du marché de l'électricité en Allemagne. Il y a donc tout lieu d'examiner de plus près les approches présentant leurs avantages et leurs inconvénients.

La formation de réserves comme clé de la transition énergétique

L'obligation de couverture ainsi qu'un marché de capacité doivent absorber la production d'électricité volatile des sources d'énergies renouvelables et assurer l'approvisionnement en électricité pendant une Période sombre sécuriser. La définition de cette réserve diffère déjà entre les deux conceptions du marché de l'électricité.

Une Réserve de capacité (KapRes), tel que prévu par le modèle de marché de capacité, est une dissocié du marché de l'électricité Réserve stratégique. Elle doit garantir l'approvisionnement en électricité dans des situations très rares, exceptionnelles et imprévisibles, lorsque le marché électrique normal ne peut pas couvrir la demande. Les centrales électriques de cette réserve sont maintenues en dehors du marché de l'énergie et ne sont utilisées que dans des situations d'exception définies par l'Agence fédérale des réseaux (BNetzA). Elles reçoivent une rémunération annuelle pour la seule disponibilité de la capacité.

Le site Réserve de sécurité d'approvisionnement (VSR) selon le modèle d'obligation de couverture, acteurs du marché actifs. À la différence d'un marché de capacités centralisé, il vise à moins distordre le marché de l'électricité et à encourager les investissements dans les technologies de flexibilité (comme Accumulateur de grande capacité ou gestion de la demande / demande flexible) devraient être promues davantage. La réserve n'est alors activée qu'en cas de prix élevés sur le marché de l'électricité, lissant ainsi les pics de prix. Elle est plus rapide et plus flexible, et plafonne les prix de manière moins drastique.

Éléments du marché de capacité dans la conception du marché de l'électricité

Dans les marchés de capacité, les exploitants de centrales électriques ou de stockage ne sont pas seulement rémunérés pour l'électricité effectivement produite, mais reçoivent en outre un paiement pour la simple fourniture de puissance garantie. L'objectif est de permettre des investissements dans des capacités de réserve et d'éviter les pénuries sur le réseau électrique. Selon sa conception, un marché de capacité peut central ou décentralisé être organisé. Dans un modèle centralisé – tel qu'il est actuellement discuté – une autorité centrale lance régulièrement des appels d'offres pour les capacités requises. Les opérateurs proposent leurs services et l'attribution se fait en fonction du coût.

Les critiques y voient cependant des inconvénients considérables. D'une part, il existe des risques d'incitations perverses, bien que non rentable ou installations nocives pour le climat qu'ils soient artificiellement maintenus sur le marché. D'autre part, les paiements de capacité supplémentaires créent un coût important, qui est répercuté sur tous les consommateurs et l'industrie via les tarifs d'utilisation du réseau ou les prix de l'électricité. Plusieurs études montrent que cela peut entraîner des coûts supplémentaires considérables, selon le modèle.

Les partisans soutiennent, en revanche, que seul un mécanisme de capacité explicite garantit la sécurité d'approvisionnement à long terme, en particulier avec la mise hors service des centrales électriques plus anciennes et le développement continu des énergies dépendantes des conditions météorologiques. Des exemples internationaux – notamment en France ou au Royaume-Uni – montrent que les marchés de capacité peuvent prévenir les lacunes d'approvisionnement, mais au prix d'une complexité accrue du marché et contrôle administratif.

L'obligation de garantie comme alternative

Le principe fondamental de cette conception du marché de l'électricité est le suivant : quiconque propose de l'électricité doit s'assurer qu'elle est disponible même lorsque le soleil et le vent ne suffisent pas. Les fournisseurs doivent donc garantir que chaque MWh livré se voit attribuer une capacité de production réelle avec un contrat ferme, et ce bien à l'avance et pour chaque quart d'heure de l'année, avant même de pouvoir négocier l'électricité. L'incitation à acquérir de la puissance sécurisée naît ainsi décentralisé par la Acteurs du marché eux-mêmes – pas par des appels d’offres publics. L’absence de garantie ou la non-exécution des obligations seraient sanctionnées par des compensations financières ou des pénalités, ce qui obligerait les acteurs à une évaluation réaliste de leur sécurité d’approvisionnement.

De nombreux experts préfèrent les aspects qui impliquent une obligation de couverture. Ils y voient un moyen plus efficace d'assurer la sécurité de l'approvisionnement. Sans frais fixes élevés pour les capacités de réserve reste le Concours entre différentes technologies – des centrales à gaz flexibles aux grandes batteries de stockage en passant par les systèmes de gestion de la demande dans l’industrie. Ceci favorise des investissements ciblés, efficaces et innovants, sans quotas ni spécifications technologiques issus de la planification centralisée.

Dans le même temps, l'obligation de couverture récompense Flexibilité et dynamise le marché pour Énergie de réglage. Les opérateurs de stockage, les fournisseurs de gestion de la demande ou les opérateurs d'installations de cogénération réglables peuvent vendre leurs capacités à des fournisseurs d'énergie qui doivent respecter leurs obligations.

Dans l'ensemble, la charge administrative est gérable, il n'y a pas de coûts fixes et l'innovation est encouragée. De plus, les subventions potentielles qui pourraient enfreindre le droit de l'UE sont contournées. Au contraire, l'obligation de couverture („ Hedging Obligation “) est conçue dans la directive actuelle de l'UE sur le marché intérieur de l'électricité (article 18a, 2024) comme une obligation pour les États membres et doit être concrètement mise en œuvre d'ici 2027 au plus tard.

Approches hybrides et combinaisons possibles

Dans la discussion actuelle sur la conception du marché de l'électricité, il devient de plus en plus évident que les éléments de marché de capacité entraîneront des coûts élevés et une faible transparence du marché en Allemagne. Par conséquent, modèles hybrides donnent un sens. Ils combinent des éléments des deux approches pour équilibrer la sécurité d'approvisionnement, l'efficacité des coûts et les objectifs climatiques.

Ciblé mécanismes régionaux de capacité Pour les zones de congestion du réseau, de nouvelles centrales à gaz, des stockages ou des consommateurs flexibles pourraient être promus là où ils ont le plus d'impact systémique. Des enchères de capacité à durée déterminée, par exemple pour pallier les phases de faible sécurité d'approvisionnement, sont également tout à fait envisageables comme solution de transition. Cependant, des éléments d'obligation de garantie sont indispensables dans un concept de marché de l'électricité pérenne.

Crucial for the success of a hybrid model is the inclusion of flexibility options. Modern battery storage, thermal storage, and flexible industrial loads can react to market prices in the short term and provide grid services. If they are taken into account in reserve requirements, the need for expensive centrales de réserve considérablement.

Cela met également davantage l'accent sur le rôle de l'industrie : les entreprises disposant de charges contrôlables, de capacités de stockage ou de leur propre production d'électricité pourraient à l'avenir ne pas être seulement des consommateurs d'électricité, mais aussi des fournisseurs de sécurité d'approvisionnement. La conception du marché de l'électricité de demain doit tenir compte de ces potentiels et créer un cadre orienté vers le marché qui favorise l'innovation et la concurrence, au lieu de les freiner par des structures rigides.

Impacts de la conception du marché de l'électricité sur l'industrie et les projets énergétiques

Les discussions sur la future conception du marché de l'électricité ne s'arrêtent pas aux niveaux politique ou systémique – elles touchent directement l'industrie, les fournisseurs d'énergie et les développeurs de projets. Pour les entreprises qui n'ont pas encore investi dans l'autoconsommation ou les solutions de stockage, la conception de la future conception du marché de l'électricité conséquences économiques considérables avoir.

Un marché central de capacité, tel que proposé par Katharina Reiche, augmente les prix de l'électricité pour tous les consommateurs. Pour les entreprises à forte intensité énergétique en particulier, cela signifie augmentation des coûts d'approvisionnement et avec ça baisse de compétitivité. C'est précisément ce qui devrait être évité. Les entreprises dotées de leur propre production sécurisée – par exemple, grâce à des centrales de cogénération ou à des systèmes de stockage – peuvent aborder ce scénario avec plus de sérénité.

En revanche, une obligation de couverture crée de nouveaux rôles et opportunités pour des acteurs du marché encore largement inexploités. Les entreprises qui utilisent déjà des installations flexibles ou des systèmes de stockage peuvent participer activement au commerce de l'électricité, commercialiser de l'énergie de réglage ou proposer des services réseau. Le mécanisme de marché récompense ainsi aussi bien les innovations que les nouvelles technologies.

Pour les développeurs de projets et les investisseurs, de nouvelles exigences en matière de planification se font jour : à l'avenir, l'évaluation des projets ne devrait plus viser uniquement la production d'électricité, mais aussi la contribution à la sécurité d'approvisionnement. Les installations capables de fonctionner de manière flexible, contrôlable et au service du réseau gagneront en valeur.

Conclusion – les bases de la conception du marché de l'électricité doivent être jetées maintenant

Le débat sur la conception future du marché de l'électricité montre qu'il n'y a pas de réponse simple à la question de la sécurité d'approvisionnement et de l'efficacité des coûts. Alors que les marchés centraux de capacité misent sur des centrales électriques de réserve prévisibles, ils risquent des coûts fixes élevés, des incitations erronées et des prix de l'électricité en hausse. L'obligation de couverture, en revanche, favorise les investissements orientés vers le marché dans les technologies de flexibilité, évite une bureaucratie inutile et est déjà ancrée dans le droit européen. Les modèles hybrides offrent la possibilité de combiner judicieusement les deux approches et de tenir compte des particularités régionales et technologiques. Il sera essentiel de créer des conditions cadres qui renforcent l'innovation, la concurrence et la stabilité du système – car c'est la seule façon pour l'Allemagne d'établir une conception de marché de l'électricité durable, respectueuse du climat et abordable.

Der Beitrag Zerreißprobe Strommarktdesign: Der 435 Milliarden Euro Streit erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Après toutes les prévisions sur les prix de l'électricité, l'Allemagne est confrontée à une Phase de prix de gros très volatils – dans un premier temps, des allègements se profilent jusqu'en 2035, puis ils prévoient une nouvelle hausse. Si la réglementation établit des cadres intelligents, continue de promouvoir le développement des énergies renouvelables et adapte la conception du marché, Volatilité des prix au niveau européen progressivement après 2035 affaiblir. Cela inclut également l'utilisation croissante de systèmes de stockage d'énergie par batterie à grande échelle et de solutions de flexibilité pour renforcer la stabilité du réseau.

À court terme : prix élevés dus au gaz et aux risques géopolitiques

Pour 2025, la plupart des prévisions de prix de l'électricité anticipent un prix de gros moyen d'environ 80-85 Euros par mégawattheure – légèrement au-dessus du niveau de l'année précédente. La principale raison restent les prix élevés du gaz et une situation géopolitique volatile. Ainsi, le marché allemand de l'électricité à court terme étroitement lié aux combustibles fossiles, tandis que le développement des énergies renouvelables gagne en dynamisme. Diverses prévisions à plus court terme s'attendent donc à des prix relativement stables, voire en légère baisse, pour 2026.

Les prévisions de prix de l'électricité anticipent des prix volatils jusqu'en 2030

Pour la période allant jusqu'en 2030, les prévisions des prix de gros de l'électricité divergent considérablement. Cela s'explique par des hypothèses incertaines quant au rythme du développement des énergies renouvelables, aux progrès des technologies de stockage et à la demande réelle d'électricité des grands consommateurs industriels tels que les centres de données ou l'économie de l'hydrogène. Si toutes les études confirment que des capacités éoliennes et solaires supplémentaires ont un effet baissier sur les prix, les analystes du secteur mettent en garde contre le soi-disant „Effet de cannibalisme“. Dans ce contexte, les prix de gros de l'électricité baissent parfois considérablement pendant les périodes de forte production d'énergies renouvelables, ce qui profite certes aux consommateurs à court terme, mais pourrait freiner les nouveaux investissements dans les installations renouvelables à moyen terme.

De plus, l'évolution future des prix du gaz ainsi que le commerce international des émissions de quotas d'émission restent déterminants pour le développement économique global des prix de l'électricité. Les incertitudes font que la fourchette des chiffres jusqu'en 2030 varie selon les études, allant d'environ 50 et 120 €/MWh se trouve. Prognos prévoit même des pics de prix de l'électricité pendant cette période de jusqu'à 250 €/MWh.  

À moyen terme d'ici 2035 : les énergies renouvelables font baisser les prix – mais avec des risques

Cependant, de nombreuses prévisions des prix de l'électricité des principaux instituts d'études de marché donnent lieu à un optimisme prudent entre 2030 et 2035. Dans les différents scénarios, une baisse des prix de gros de l'électricité est attendue grâce au déploiement massif des énergies renouvelables. Les études les plus optimistes prévoient même pendant cette période des prix de gros de l'électricité inférieurs à 50 €/MWh. Ils partent du principe que l'énergie éolienne et solaire vont progressivement supplanter les énergies fossiles, de plus en plus coûteuses, dans la production d'électricité. Toutefois, si le développement des énergies renouvelables prend du retard, si les prix du gaz augmentent et si Tarification du CO₂ les experts estiment que les prix moyens de l'électricité peuvent atteindre 135 €/MWh.

Le prix futur de l'électricité ne dépendra donc pas uniquement de l'évolution des énergies renouvelables, mais aussi, et de manière significative, de la rapidité avec laquelle les technologies de stockage et les capacités de réseau suivront, et de la manière dont les cadres réglementaires régiront l'intégration du marché. De plus, il faut ajouter la volatilité des prix et la demande croissante d'électricité, par exemple due à Couplage de secteurs, la numérisation et les nouveaux gros consommateurs, tels que les centres de données, pourraient inverser la tendance à partir de 2035.

En conséquence, les scénarios à moyen terme montrent que la transformation du marché de l'énergie peut certes entraîner des prix de marché plus bas, mais à condition que des mesures d'accompagnement sur le développement des réseaux, la flexibilité et la gouvernance politique soient mises en œuvre de manière cohérente. Sinon, après une phase de soulagement, il y a un risque de phase de hausse des prix et d'aggravation de la volatilité.

Vue d'ensemble des prévisions de prix d'électricité à long terme

À long terme : retour de la hausse des prix après 2035 ?

À partir de 2035, les prévisions de prix de l'électricité à long terme anticipent à nouveau un renversement de tendance : alors que le développement massif des énergies renouvelables et la forte baisse des coûts du gaz ont précédemment entraîné des prix de gros historiquement bas, une légère hausse des prix de l'électricité est attendue pour les années suivant 2035. Ainsi, BloombergNEF, dans son étude la plus récente, prédit une augmentation à plus de 90 €/MWh d'ici 2050. Cela correspond à une hausse annuelle d'environ 3 % à partir du milieu des années 2030. D'autres instituts estiment que le prix de l'électricité sur le marché boursier se situera, au milieu des années 2040, entre 75 et 104 €/MWh.

Les prix plus stables et en faible hausse s'expliquent par le fait qu'avec l'intégration croissante des énergies renouvelables, il faudra de plus en plus financer le stockage d'énergie, les capacités de flexibilité et le développement du réseau. Ces éléments entrent dans la formation des prix, tout comme la contribution des centrales à gaz flexibles à la sécurité d'approvisionnement supplémentaire. Parallèlement, la volatilité des énergies renouvelables demeure une problématique. Consommateurs flexibles profitent certes des prix spot bas, mais la valeur systémique de la production fluctue beaucoup plus fortement que lors de l'ère dominée par les énergies fossiles

Conclusion : Entre pression sur les prix et incitations à l'investissement

Les prévisions actuelles des prix de l'électricité le montrent clairement : le marché est confronté à une course haussière entre des prix qui baissent puis remontent. Alors que BloombergNEF s'attend à une forte baisse des prix de gros à court terme, d'autres modèles prévoient un niveau de prix plus élevé, soutenu par une demande croissante, des goulets d'étranglement du réseau et une incertitude géopolitique.

Pour le secteur de l'énergie, il reste crucial de savoir dans quelle mesure la politique et les mécanismes du marché réagiront à cette dynamique. conception de marché flexible, . des incitations suffisantes à l'investissement pour Accumulateur de grande capacité et les réseaux ainsi qu'un cadre réglementaire clair seront décisifs pour que le marché européen de l'électricité reste abordable, stable et neutre pour le climat dans les décennies à venir.

Der Beitrag Strompreisprognosen im Vergleich erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

L'option d'exclusivité existante en vertu du § 19 alinéa 3a EEG, qui excluait jusqu'à présent l'utilisation de bornes de recharge pour le stockage intermédiaire, est maintenant en discussion et devrait tomber avec MiSpeL. À l'avenir, les systèmes de stockage pourront absorber simultanément de l'électricité d'origine renouvelable et de l'électricité du réseau sans perdre les subventions EEG pour la part renouvelable. Grâce à la Utilisation du „ courant mixte “ s'ouvrent ainsi de nouvelles Potentiels de flexibilité pour les exploitants de systèmes de stockage d'énergie et de points de recharge.

Nouvelles options pour la segmentation par MiSpeL

Sous réserve du respect des exigences de documentation et de délimitation applicables, la Bundesnetzagentur propose deux procédures pour distinguer les quantités éligibles (électricité renouvelable) des quantités compensables (électricité du réseau) :

1. Option de régularisationPermet une affectation mathématiquement exacte par quart d'heure des quantités d'énergie selon des formules clairement définies. Cette option est particulièrement pertinente pour les exploitants de grandes installations de stockage et photovoltaïques qui ont des exigences de flexibilité élevées et souhaitent exploiter tout le potentiel de l'arbitrage dans le trading d'électricité et l'optimisation des programmes. 

→ Haute précision, mais coût de mesure et de facturation accru.
→ Pratiquement pertinent pour les grandes installations de stockage et les exploitants professionnels.

2. Option forfaitaireProcédure simplifiée pour les petites installations ainsi que pour les exploitants qui préfèrent des processus simplifiés. Les quantités d'électricité facturables sont attribuées forfaitairement.

→ Uniquement pour les petites installations jusqu'à 30 kWc.
→ Non applicable aux gros équipements de stockage industriels.

Pour les entreprises dotées d'une installation photovoltaïque et Accumulateur de grande capacité est-ce que la nouvelle fonction de démarcation est la clé d'une plus grande flexibilité. Vous pourrez à l'avenir utiliser vos entrepôts à la fois pour Optimisation de la consommation propre ainsi qu'à la participation à marché de l'électricité allemand insérer sans perdre son éligibilité au programme EEG. 

Simplifications du chargement bidirectionnel

Un autre aspect de la conception MiSpeL concerne Véhicule vers le réseau (V2G) et recharge bidirectionnelle.Les points de recharge des voitures électriques seront à l'avenir traités de la même manière que les batteries stationnaires en ce qui concerne la réglementation. Ils pourront être utilisés selon les mêmes principes pour optimiser l'autoconsommation et participer au marché de l'énergie. Cela créera une réserve de flexibilité encore plus grande dans le système. Cela facilitera également massivement l'intégration des technologies de stockage dans les systèmes intelligents de gestion de l'énergie.

Nouveaux domaines d'application pour le stockage par batterie grâce à MiSpeL

Le fonctionnement en courant mixte rendu possible par MiSpeL ouvre de nouveaux domaines d'application pour les entreprises dotées de grands systèmes de stockage par batteries. Outre le stockage temporaire de leur propre production d'énergie renouvelable, il sera possible de stocker de l'électricité du réseau pendant les périodes de prix particulièrement bas et de la restituer plus tard à des prix plus élevés. Cette flexibilité supplémentaire augmente la rentabilité, car les grands systèmes de stockage ne servent pas seulement à Optimisation de la consommation propre contribuer, mais aussi réagir activement aux prix du marché de l'électricité et Commerce d'électricité peuvent être exploités. Dans le même temps, ils contribuent de manière significative à l'intégration des énergies renouvelables en assurant la pointe de production et de consommation (Peak Shaving) amortir et déplacer des charges (Décalage de charge). Avec la nouvelle option de délimitation, les opérateurs obtiennent également pour la première fois un cadre clair et juridiquement sûr pour les utilisation parallèle de l'électricité renouvelable et du réseau électrique en mode stockage – une étape décisive pour la sécurité de la planification des futurs investissements dans le stockage.

Classification des nouvelles règles MiSpeL pour les périphériques de stockage

Le projet met en œuvre les dispositions de la loi sur les pics de consommation d'électricité, qui vise notamment à éviter les excédents de production temporaires et à mieux intégrer au marché l'électricité issue des énergies renouvelables. La règle actuelle du „ tout ou rien “ sera supprimée. Au lieu de cela, la nouvelle distinction permettra une utilisation plus large des installations de stockage d'un point de vue économique et une commercialisation ciblée de leur flexibilité. Cela augmente l'attractivité des grandes installations de stockage, non seulement pour les auto-consommateurs, mais aussi pour les exploitants qui souhaitent participer aux marchés de l'électricité et de la flexibilité.

Cependant, la manière dont les règles MiSpeL s'articuleront à l'avenir avec les discussions sur Réforme des tarifs de réseau (Agnes) intégrer. L’Agence fédérale des réseaux souligne expressément que les questions de privilèges de redevances de réseau ne font pas partie de la réglementation MiSpeL. Pour les entreprises, cela signifie : MiSpeL améliore clairement l’intégration au marché des systèmes de stockage. Cependant, les allégements des redevances de réseau seront décidés dans des procédures distinctes.

Les procédures de fixation se poursuiventront jusqu'à fin octobre 2025, et les commentaires issus de la pratique - en particulier des entreprises et des associations - sont expressément souhaités. MiSpeL ouvre de nouvelles sources de revenus grâce à l'arbitrage, aux services réseau et à l'optimisation des calendriers, ce qui renforce durablement la rentabilité et l'intégration systémique des grands systèmes de stockage par batterie. Parallèlement, des obstacles réglementaires et de facturation doivent être levés.

Une mise à jour sur le sujet est disponible dans notre article : “MiSpeL 2026 : Quand l'arrêté s'applique-t-il et qu'est-ce que cela signifie pour les projets BESS ?“.

Der Beitrag MiSpeL: Mehr Markt & Chancen für Großspeicher? erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Le site Transition énergétique se trouve donc devant une Test de stress. Surtout en matière de besoin futur d'électricité et le coûts nécessaires de développement du réseau les prévisions divergent largement par rapport à d'autres études, tandis que dans le même temps, les subventions gouvernementales pour les énergies renouvelables devraient être réduites.

Le gouvernement fédéral mise sur un changement de cap : financement moins classique, au lieu de cela, plus de mécanismes de marché et de sécurité des investissements sur Contrats de différence. Dans le même temps, de nouvelles centrales au gaz doivent être construites comme technologie de transition. Par conséquent, la transition énergétique est à la croisée des chemins., donc Katharina Reiche.

Le rapport de surveillance du BMWK par EWI & BET

Le nouveau rapport de suivi de l'Institut pour l'économie de l'énergie (EWI) et de la société de conseil BET fournit des indicateurs clés pour la transition énergétique. Selon ce rapport, la consommation d'électricité allemande devrait atteindre 600 à 700 térawattheures (TWh) estimé – donc nettement inférieur à celui d'autres études. La ministre fédérale de l'Économie, Katharina Reiche, s'attend même à un besoin „ dans les 600 bas “. Cette évaluation est justifiée par la stagnation des ventes de voitures électriques et de pompes à chaleur, ainsi que par la lenteur de l'électrification de l'industrie.

Un deuxième axe porte sur les Coûts du réseau électrique jusqu'en 2045. EWI et BET calculent avec 731 milliards d'euros. Sur ce total, 430 milliards d'euros sont consacrés à l'extension des réseaux de transport et 301 milliards d'euros aux réseaux de distribution. Les estimations sont donc d'environ 176 milliards d'euros au-delà des hypothèses précédentes l'Agence fédérale des réseaux, qui s'attendait à un total de seulement 555 milliards d'euros. La raison principale en serait la décentralisation accrue de la production d'électricité par les énergies renouvelables. Les parcs éoliens et solaires sont de plus en plus construits dans des régions qui n'étaient pas auparavant conçues pour de grandes quantités d'électricité. Pour intégrer ces capacités de production dans le système global, les auteurs estiment qu'un besoin d'investissement considérablement plus élevé est nécessaire tant pour le réseau de transport que pour le réseau de distribution.

Études alternatives en comparaison

Les estimations de l'EWI et du BET ne sont pas isolées, mais s'inscrivent dans une série d'analyses publiées ces derniers jours. Il devient alors clair que les prévisions concernant la future consommation d'électricité en Allemagne divergent considérablement.

Le site Agence fédérale des réseaux calcule dans son étude „Sécurité d'approvisionnement en électricité“avec un besoin de 725 térawattheures d'ici 2030. Elle se situe donc nettement au-dessus des hypothèses du rapport de surveillance. Les calculs vont encore plus loin Énervé, qui a étudié différents scénarios pour le compte de Greenpeace et Green Planet Energy. Même dans un scénario de développement ralenti des énergies renouvelables, Enervis prévoit une consommation de 758 TWh, tandis que dans le scénario de référence, les valeurs de plus de 800 TWh attendu. Agora Energiewende se déplace avec une estimation de 701 TWh au milieu du terrain. Elle souligne qu'une politique climatique ambitieuse ne peut être réalisée qu'avec une trajectoire de développement dynamique pour l'énergie éolienne et solaire. Les deux Des études mettent en garde contre les risques d'un ralentissement des extensions EE.

Pour atteindre la neutralité climatique de l'Allemagne conformément à l'accord de Paris, la loi sur les énergies renouvelables (EEG) a été initialement adaptée à cette fin. Diverses études partent des valeurs suivantes pour respecter la trajectoire cible :

Si l'on compare les études actuelles sur la transition énergétique de septembre 2025, elles varient considérablement et divergent déjà pour l'année de calcul 2030.

Points communs et différences des études sur la transition énergétique

Malgré les différences parfois considérables dans les prévisions pour 2030, il existe un consensus clair entre les analyses de l'EWI/BET, de la Bundesnetzagentur, d'Enervis et d'Agora Energiewende. Le L'expansion de la fibre optique ne doit pas être freinée, car, afin d'atteindre les objectifs climatiques et la sécurité d'approvisionnement. Il existe également un consensus sur le fait que l'électrification de l'industrie, des transports et des bâtiments entraînera une augmentation de la demande d'électricité à long terme.

Les différences se manifestent principalement dans le niveau des prévisions de consommation. Alors que l'EWI et le BET calculent de manière plutôt conservatrice avec 600 à 700 TWh, Enervis et, en partie, l'Agence fédérale des réseaux tablent sur des valeurs nettement plus élevées, dépassant les 800 TWh. Les hypothèses concernant la vitesse de l'électrification et les gains d'efficacité dans l'économie et les ménages varient également.

Les recommandations d'action politique en découlent donc de manière différente. La BNetzA, Enervis et Agora insistent donc sur un développement accéléré des énergies renouvelables avec des stockages afin de maintenir la sécurité d'approvisionnement. Le BMWK argumente sur la base du rapport EWI/BET pour plus de gaz et d'électricité importée et une Adaptation des instruments de financement. Ces derniers ne sont plus adaptés à l'expansion des énergies renouvelables. Au lieu de cela, les subventions doivent être progressivement réduites et mieux alignées sur le cadre européen. L'introduction de Contrats de différence (Contracts for Difference), qui devraient jouer un rôle central à l'avenir.

Les contrats sur différence (CFD) comme moyen de prédilection

Afin de garantir la sécurité des investissements pour les producteurs, de limiter les coûts pour les consommateurs et d'adapter les subventions aux énergies renouvelables aux lignes directrices européennes, Reiche souhaite miser sur des contrats de différence. Ceux-ci devraient remplacer à l'avenir la prime de marché glissante.

Le principe de base d'un CFD est qu'une centrale électrique renouvelable ou un producteur d'énergie reçoit un prix fixe par kilowattheure ou mégawattheure produit. Ce prix de référence (prix d'exercice) est fixé à long terme lors de la planification d'une centrale électrique renouvelable, généralement dans le cadre d'un appel d'offres, et est généralement supérieur au prix actuel du marché. Pendant l'exploitation, l'opérateur reçoit une compensation financière dès que le prix du marché tombe en dessous du prix d'exercice. Inversement, l'opérateur doit rembourser la différence.

Les systèmes de différence sont actuellement utilisés, par exemple, au Royaume-Uni, en France ou en Espagne, et ont généralement une durée comprise entre douze et vingt-cinq ans. Des variantes de ce modèle existent également au Danemark et en Grèce, où elles ont conduit à une augmentation significative du développement des énergies renouvelables. La question du calcul adéquat des prix de référence et le risque de sur-subventionnement ou de manque d'incitations à l'innovation font l'objet de débats critiques dans ces pays.

Quelle est la suite des événements ?

Le rapport de suivi de l'EWI et du BET n'est pas une fin, mais le prélude à d'autres discussions politiques. Dans les prochains mois, les résultats seront examinés dans les commissions spécialisées compétentes du Bundestag et au Bundesrat. Parallèlement, la Bundesnetzagentur analyse les chiffres de manière critique et les compare à ses propres scénarios. En tant qu'autorité de régulation de plus en plus autonome, elle joue un rôle central, renforcé par l'arrêt de la CJUE de 2021.

La BNetzA approuve les plans de développement du réseau des opérateurs de réseau de transport et détermine ainsi quels investissements seront effectivement réalisés dans les années à venir. Elle jouera également un rôle important dans la conception de nouveaux instruments de soutien, tels que les contrats de différence, afin de garantir leur compatibilité avec le cadre de marché et réglementaire existant.

La question demeure également de savoir comment la demande réelle d'électricité évoluera. Si l'électrification dans les domaines des transports, du chauffage et de l'industrie progresse plus rapidement que ce que supposent les hypothèses conservatrices d'EWI et de BET, la consommation pourrait dépasser nettement les „valeurs basses aux alentours de 600“. Dans ce cas, les objectifs d'extension, la planification du réseau et les mécanismes de financement devraient être adaptés à court terme afin d'éviter les pénuries d'approvisionnement et une dépendance accrue aux importations.

Ce qui est certain, c'est que la transition énergétique reste un processus dynamique au cours duquel le cadre politique doit être constamment ajusté. Le rapport de suivi fournit des données et des impulsions importantes à cet effet. Cependant, le succès de sa traduction en mesures concrètes ne dépend pas seulement de la volonté politique du gouvernement fédéral, mais aussi de l'évaluation de la Bundesnetzagentur et de la rapidité du processus législatif parlementaire.

Der Beitrag Energiewende im Stresstest – Monitoring-Bericht zeigt neue Kosten & Kurswechsel erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

L'étude examine également l'évolution du système électrique allemand jusqu'en 2035. Elle vise à identifier rapidement les risques ainsi que les besoins d'action pour un approvisionnement électrique stable. La base est une analyse de scénarios basée sur un modèle, qui tient compte du développement des énergies renouvelables, de l'électrification de la consommation d'énergie, de l'évolution des potentiels de flexibilité et du développement des réseaux. Les indicateurs centraux de la sécurité d'approvisionnement sont le nombre d'heures de pénurie d'électricité par an attendu (LOLE – Loss of Load Expectation) ainsi que la quantité d'énergie non couverte (EENS).

Aperçu des scénarios du rapport sur la sécurité d'approvisionnement en électricité

La BNetzA a analysé deux voies principales dans son rapport sur la sécurité d'approvisionnement en électricité :

• Scénario cible : L'expansion des énergies renouvelables, des réseaux et des flexibilités progresse conformément aux objectifs d'expansion définis dans la loi sur les énergies renouvelables (EEG) 2023.
• Scénario de retard : Les objectifs d'expansion seront atteints plus tard, la flexibilité et l'infrastructure du réseau se développeront plus lentement.

Des calculs de sensibilité ont également été réalisés, notamment en ce qui concerne la réduction de la flexibilité de la demande ou les goulets d'étranglement dans le développement du réseau.

Résultats clés du scénario cible

Dans le scénario cible, la BNetzA parvient à la conclusion importante que la sécurité de l'approvisionnement en Allemagne reste garantie, même en cas de développement ambitieux des énergies renouvelables - à condition que

• la construction de parcs éoliens et photovoltaïques et des réseaux se déroule comme prévu,
• que le potentiel de flexibilité des nouveaux consommateurs tels que les pompes à chaleur, les voitures électriques et les électrolyseurs soit pleinement exploité,
• et un ajout substantiel de capacités de production d'électricité pilotables, en particulier des centrales à gaz “prêtes pour l'hydrogène” ("H2-ready").

D'ici 2035, un ajout de capacités gérables totalisant 22,4 GW bruts, c'est-à-dire sans déduire les mises hors service, sera nécessaire. Nettement, la valeur se situera dans une fourchette de 12,5 à 25,6 GW selon les scénarios. Parallèlement, la consommation d'électricité augmentera en raison de l'électrification pour atteindre 725 TWh en 2030 et 941 TWh en 2035. La puissance installée des énergies renouvelables, principalement éolienne et photovoltaïque, continuera de croître fortement. Cela entraîne une production d'électricité de plus en plus volatile, faisant de la flexibilité de la consommation électrique dans le système global un facteur clé.

Dans ce scénario, les consommateurs indirectement contrôlables et sensibles aux prix, tels que les processus industriels, la mobilité électrique et les pompes à chaleur, génèrent 79 GW de flexibilité de la demande d'ici 2035. Sur ce potentiel, environ 30 GW sont effectivement utilisés pour réduire la charge lors des pics de demande, ce qui réduit considérablement le besoin de capacités de secours. Les indicateurs sont également dans les limites acceptables. Pour 2035, le LOLE est de 0,28 h/an et l'EENS est à un niveau très bas.

Principaux résultats du scénario de retard

Dans le scénario de retard, la sécurité d'approvisionnement se dégrade nettement dès que les objectifs de développement des énergies renouvelables, des réseaux et des flexibilités ne sont pas atteints en temps voulu. Dans ce cas, le besoin de capacité de production d'électricité pilotable augmente considérablement. La BNetzA calcule dans son rapport sur la sécurité d'approvisionnement électrique une capacité brute installée allant jusqu'à 35,5 gigawatts d'ici 2035, donc nettement plus que dans le scénario cible. La raison en est qu'une part plus faible d'énergies renouvelables et une flexibilité de la demande moins développée laissent de plus grandes lacunes dans le système électrique. Celles-ci doivent être compensées par une production conventionnelle.

Le développement de la flexibilité est particulièrement critique. Au lieu des 79 gigawatts possibles, seulement environ 20 % du potentiel est exploité. Par conséquent, les pics de demande peuvent être moins bien absorbés et l'équilibre entre la production et la consommation échoue plus fréquemment. En conséquence, les indicateurs de sécurité d'approvisionnement se détériorent également. Dans le L'an 2030 dépasse-t-il LOLE avec 4,6 heures par an nettement la norme de fiabilité en vigueur de 2,77 heures. Tout d'abord 2035 s'approche de la valeur avec 1,77 heures à nouveau un niveau acceptable.

La moindre flexibilité a également un impact négatif sur la stabilité du réseau. L' dépendance aux importations augmente nettement par moments, tandis que le système national ne fournit pas suffisamment de capacités pour compenser les pénuries. Le risque de pics de prix de l'électricité augmente également considérablement, car des centrales de réserve coûteuses devraient être davantage utilisées dans des situations de pénurie. Dans l'ensemble, le scénario de retard montre qu'un déploiement hésitant des énergies renouvelables, des réseaux et des flexibilités n'entraîne pas seulement des coûts plus élevés, mais compromet également la sécurité d'approvisionnement pendant des années.

Critique de la gestion des stocks dans le rapport sur la sécurité d'approvisionnement en électricité

Un point de critique majeur du rapport de la BNetzA sur la sécurité d'approvisionnement en électricité concerne la gestion des systèmes de stockage d'électricité. Bien que Accumulateur de grande capacité mentionné dans le résumé, mais n'a pas été pris en compte dans les calculs du modèle. Au lieu de prendre en compte l'expansion déjà promise et largement planifiée, l'analyse suppose même une baisse des capacités, critique la Fédération allemande de l'industrie solaire (BSW-Solar).

D'autres représentants du secteur y voient également un risque de résultats biaisés et avertissent que l'importance des stockage pour la sécurité d'approvisionnement est massivement sous-estimée. Les technologies de stockage pourraient partiellement remplacer les centrales conventionnelles et devraient être systématiquement prises en compte dans les scénarios futurs afin de permettre des décisions politiques viables.

Recommandations d'action de la BNetzA

Sur la base des analyses de scénarios, l'Agence fédérale des réseaux recommande plusieurs mesures pour garantir la sécurité de l'approvisionnement à long terme. La première est la mise en œuvre rapide de dans le PDE et dans le plan de développement du réseau chemins de développement définis pour les énergies renouvelables et les réseaux. Parallèlement, il faut que le plein Potentiel de flexibilité de nouvelles groupes de consommateurs – de l'électromobilité aux pompes à chaleur en passant par les charges industrielles – doivent être exploités pour stabiliser le système en période de forte volatilité.

En outre, l'autorité constate un besoin considérable de capacité de production électrique supplémentaire et contrôlable, de préférence sous la forme de centrales électriques à gaz fonctionnant à l'hydrogène. Cependant, elle ne tient pas compte des coûts économiques globaux qui résultent du d'émissions de CO₂ accrues se produire. Afin de garantir la mise sur le marché, elle se prononce en faveur de l'introduction d'un Mécanisme de capacité dont la rémunération financière est récompensée. En outre, la BNetzA demande une meilleure coordination entre les infrastructures électriques et gazières ainsi qu'un renforcement des solutions de couplage européennes afin de pouvoir compenser les pénuries d'approvisionnement dans le réseau national par des importations.

Der Beitrag BNetzA zur Versorgungssicherheit Strom: Ausbauziele entscheidend erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Conséquences d'une expansion ralentie

Une courte étude mandatée par Greenpeace et Green Planet Energy par la société de conseil Enervis Energy Advisors analyse différents scénarios de développement pour la période allant jusqu'en 2035. Le point de départ est le scénario de référence, qui s'oriente sur les objectifs fixés jusqu'à présent. Conformément à la loi EEG 2023, il s'agit de : 215 gigawatts de puissance photovoltaïque et 145 gigawatts de puissance éolienne d'ici 2030, ainsi qu'une forte montée en puissance des véhicules électriques et des pompes à chaleur. Pour y parvenir, une augmentation annuelle de 22 gigawatts de puissance solaire prévu. Ce scénario compare Enervis à des variantes qui supposent un déploiement nettement plus lent tant des énergies renouvelables que de l'électrification.

Les résultats montrent : Si les différences dans le secteur de l'électricité restent dans un premier temps limitées, les émissions de CO₂ dans les transports et le chauffage augmentent nettement si l'on continue de recourir aux énergies fossiles. D'ici 2035, les supplémentaire Émissions en jusqu'à 381 millions de tonnes. En outre, il y aurait encore 62 millions de tonnes supplémentaires si la consommation d'électricité augmente et que le développement des énergies renouvelables stagne. Les experts calculent cette valeur sur la base d'une production d'électricité supplémentaire de 10 TWh provenant de centrales électriques à gaz. Inversement et sans production d'électricité supplémentaire à partir de gaz et de charbon ont même pu être autour Éviter 76 millions de tonnes de CO₂.

Outre les impacts sur le climat, l'étude met également en évidence les risques économiques d'un ralentissement de l'expansion. Rien qu'en raison du système européen d'échange de quotas d'émission, des coûts supplémentaires allant jusqu'à 8,4 milliards d'euros par an pourraient déjà survenir d'ici 2030. Les coûts climatiques sociétaux, calculés sur la base de données de l'Agence fédérale de l'environnement, s'élèvent à jusqu'à 128 milliards d'euros d'ici 2035.

L'efficacité des coûts comme critère politique dans le rapport de suivi de la transition énergétique

Le ministère fédéral allemand de l'Économie et de la Protection du climat (BMWK) a commandé le rapport de suivi sur la transition énergétique, en mettant l'accent sur l'efficacité des coûts. Les organisations environnementales, telles que Germanwatch, critiquent cette approche, estimant qu'elle ne rend pas suffisamment compte des conséquences climatiques à long terme et des coûts économiques globaux. Bien qu'un ralentissement puisse réduire les investissements à court terme, il se traduirait en contrepartie par Pénalités à l'UE, hausse des prix des certificats de CO₂ et des dépendances accrues vis-à-vis des importations de combustibles fossiles se créent.

L'étude Enervis illustre ce conflit d'objectifs : les scénarios limitant le développement entraînent non seulement des émissions plus élevées, mais aussi des coûts supplémentaires pour l'État, les entreprises et les consommateurs. Par contraste, un développement ambitieux des énergies renouvelables réduit la dépendance aux importations à long terme et crée des marges de manœuvre pour la baisse des prix de l'électricité.

Analyse d'Agora Energiewende

Le think tank Agora Energiewende présente une conclusion similaire dans une étude propre. Il compare deux scénarios d'évolution d'ici 2030 et souligne quatre leviers centraux : une électrification accélérée, le développement ciblé de flexibilités, une planification efficace du réseau ainsi que le développement ambitieux des énergies renouvelables.

Selon les calculs d'Agora, dans un scénario ambitieux, jusqu'en 2030, il pourrait y avoir en plus 36 millions de tonnes de CO₂ soit économisé – par rapport à une voie avec un développement freiné. Parallèlement, les importations d'énergie fossile d'une valeur allant jusqu'à sept milliards d'euros par an pourraient être évitées. En outre, l'analyse s'attend à ce que le développement de l'énergie éolienne et solaire réduise les prix de l'électricité d'ici 2030 de réduire jusqu'à 23 pour cent pourrait.

Le message qui en découle est qu'une demande d'électricité plus faible ne devrait pas servir de raison pour un déploiement plus lent des énergies renouvelables. Au contraire, il est nécessaire de faire progresser l'électrification dans les domaines des transports, des bâtiments et de l'industrie et de rendre les réseaux prêts à l'avance pour la demande croissante d'électricité.

Perspectives du rapport de suivi sur la transition énergétique

Les décisions à venir en matière de politique énergétique détermineront largement si l'Allemagne atteindra ses objectifs climatiques tout en renforçant sa compétitivité. Il reste à voir quelles conclusions le ministère fédéral de l'Économie et de la Protection du climat tirera du rapport de suivi de la transition énergétique de l'EWI. Les études déjà disponibles montrent en tout cas qu'un ralentissement du déploiement des énergies renouvelables entraînerait des inconvénients considérables sur le plan de la politique climatique et de l'économie. Une approche ambitieuse en matière d'énergie éolienne et solaire offre en revanche la possibilité de réduire les émissions, d'éviter les coûts liés au commerce des émissions et de diminuer la dépendance aux importations de combustibles fossiles.

Dans ce contexte, il est essentiel d'interpréter le rapport de suivi sur la transition énergétique non pas uniquement sous un angle des coûts, mais aussi en tenant compte des risques et des opportunités à long terme.

Der Beitrag Monitoringbericht zur Energiewende: Studien warnen vor Risiken einer Verlangsamung erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Réglementations déjà en vigueur et allègements conformément au paquet solaire I

Certaines mesures du paquet solaire sont déjà en vigueur depuis mai 2024 et apportent principalement des avantages pour petites installations photovoltaïques Facilitations :

• Centrales électriques de balcon peuvent désormais être exploités jusqu'à 800 W. Il n'est plus nécessaire de s'inscrire auprès du gestionnaire de réseau, une simple inscription au registre des données du marché suffit.
• Demande de raccordement au réseau ont été accélérées : Pour les installations jusqu'à 30 kWc un délai de quatre semaines s'applique, à l'expiration duquel la connexion est réputée approuvée.
• Repowering des systèmes de toit a été fondamentalement rendu possible, sous réserve qu’il n’y ait pas d’augmentation de rémunération supplémentaire.

L'approbation des aides d'État par l'UE bloque des points critiques

La Commission européenne a jusqu'à présent aucune autorisation pour les éléments centraux de subvention du Solar Package I. Sont principalement concernés :

• le Augmentation de la rémunération de l'injection à 1,5 centime/kWh pour les installations à partir de 40 kW,
• le Augmentation de la taille maximale des offres pour les centrales solaires sur des terrains non bâtis de 20 MW à 50 MW,
• le tarif d'achat majoré pour l'agrivoltaïsme, les parkings solaires, les installations sur tourbières et les toitures industrielles,
• formulations précises des réglementations pour le Repowering projets plus importants avec augmentation de rémunération,
• réglementations simplifiées pour Installations client & électricité locataire. Cela est encore entravé par le soi-disant privilège des installations du client conformément au § 3 n° 24a EnWG en Allemagne.

Dans nombre de ces points en suspens, la demande de la Commission d'introduire un mécanisme de recouvrement, par exemple sous la forme de Contrats sur la différence (CFD) en cours de route. Cela devrait permettre de capter les revenus excédentaires imprévus pendant les périodes de prix élevés. Comme l'Allemagne n'a pas encore mis en œuvre ce mécanisme, l'approbation est considérablement retardée.

Impacts & réaction du marché des points bloqués du Solar Package I

Le blocage de l'approbation par l'UE entraîne une incertitude considérable dans le secteur, bien que le processus législatif en cours concernant la loi sur l'énergie (EnWG) contienne déjà des améliorations :

• Les opérateurs et les investisseurs ne peuvent pas bénéficier des subventions centrales, car l'ancienne réglementation EEG de 2023 reste en vigueur jusqu'à nouvel ordre.
• De nombreux projets, en particulier dans le domaine de l'agri-PV, sont en suspens ou ne sont pas raccordés au réseau malgré leur achèvement, car les calculs ne sont pas viables sans les nouveaux tarifs de rémunération.
• Les développeurs encourent un double risque : des retards dans la mise en œuvre et l'incertitude quant à savoir si les rémunérations plus élevées prévues seront appliquées rétroactivement.

Dans les cercles professionnels, on parle désormais d'une „suspense“ qui pourrait considérablement freiner le développement prévu de l'énergie photovoltaïque.

Perspectives et Conclusion

Il n'existe pas de calendrier contraignant pour l'approbation des aides par l'UE. Les discussions entre le gouvernement fédéral et la Commission s'avèrent difficiles, et un échec est de plus en plus considéré comme possible. Si l'UE devait insister sur un mécanisme de CfD, une nouvelle modification de la loi serait nécessaire.

Ainsi, le paquet solaire I se situe entre l'ambition et la réalité : alors que des allégements plus modestes sont déjà en vigueur, les incentifs financiers centraux bloqués. Pour le développement du photovoltaïque en Allemagne, cela signifie une incertitude quant à la planification, des investissements reportés et le risque que des projets urgents ne puissent pas être mis en œuvre à temps.

Der Beitrag Solarpaket I: Kritische Punkte weiterhin blockiert erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Répartition et effets du dégrèvement des frais de réseau encore flous

« Selon les informations du ministère fédéral de l'Économie et du porte-parole en matière de politique énergétique du groupe parlementaire de l'Union, Andreas Lenz, les subventions devraient réduire les frais de réseau pour les ménages privés d'environ deux centimes par kilowattheure. » Impact pour les entreprises ou des entreprises à forte consommation d'électricité est encore inestimable, étant donné que le soulagement doit être apporté principalement par le biais des frais de réseau ou éventuellement aussi par une partie d'autres prélèvements. Les quatre gestionnaires de réseau de transport (ÜNB) seront apparemment les principaux bénéficiaires des subventions. La répartition exacte sera encore déterminée par le gouvernement fédéral. Il reste à savoir dans quelle mesure ce allègement sera répercuté par les gestionnaires de réseau de distribution sur leurs clients.

Signal politique contre la forte augmentation des frais de réseau

La mesure réagit à la une augmentation drastique des Tarifs du réseau, qui depuis 2015 d'environ 16 milliards d'euros à 33 milliards d'euros et représentent désormais environ 40 % du prix moyen de l'électricité industrielle. Suite à l'arrêt rendu en novembre 2023 par la Cour constitutionnelle, qui a interdit la suppression des subventions de 5,5 milliards d'euros provenant du Fonds de stabilisation économique pour les gestionnaires de réseau de transport (GRT) dans le budget fédéral 2024, le nouveau paquet comprenant une réduction de la taxe sur l'électricité pour le secteur manufacturier et la suppression de la redevance sur le stockage de gaz est conçu comme un signal en matière de politique industrielle.

Évaluation & Impact

• Entreprise/Industrie : Le coût total de l'électricité pourrait alléger le fardeau des industries à forte intensité énergétique. Cependant, les désavantages compétitifs par rapport aux concurrents internationaux ne seront que légèrement atténués.
• Ménages : Soulagement perceptible, mais plutôt léger – quelques euros par mois.
• Finances : Cette subvention couvre un peu plus de 20% du coût total des frais de réseau pour 2026 ; elle est donc importante, mais coûteuse. La charge qui pèse sur le KTF pourrait à l'avenir limiter d'autres projets.
• Problème de structure : La mesure allège la pression sur le prix de l'électricité, mais ne change rien à la nécessité croissante à long terme de financer le développement du réseau.

Quel sera l'impact du allègement prévu des frais de réseau à partir de 2026

Le gouvernement fédéral souhaite envoyer un signal clair en faveur de la politique des sites et de la stabilité des prix avec le programme de 6,5 milliards d'euros. À court terme apporte le soulagement effets probablement perceptibles pour les entreprises et des allègements symboliques pour les ménages. Cependant, la question de savoir comment réduire durablement les coûts d'électricité structurellement élevés en Allemagne et amortir les coûts élevés de développement du réseau (environ 700 milliards d'euros d'ici 2030) reste ouverte à long terme.

Der Beitrag Regierung plant Netzentgelt-Entlastung ab 2026 – 6,5 Milliarden Euro aus KTF erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Planification des héritages pour les coûts d'électricité de l'industrie

Fin juin 2025, la Commission européenne a ouvert la possibilité aux États membres, avec le nouveau cadre de crise et de sécurité énergétiques (CISAF), d'accorder des subventions à prix unique et temporaires pour l'électricité. Celles-ci visent à soutenir la transformation de l'industrie vers la neutralité climatique, sans créer de désavantages concurrentiels à l'échelle internationale.

La proposition allemande prévoit que beaucoup plus d'entreprises bénéficieront à l'avenir : le nombre d'entreprises concernées pourrait passer d'environ 350 actuellement à 2 200. La base est la soi-disant Liste KUEBLL secteurs à forte intensité énergétique.

Conditions-cadres selon les directives de l'UE

• Maximal 50 % Succession au prix de gros de l'électricité
• vaut au maximum pour 50 % de la consommation annuelle d'électricité d'une entreprise
• Le prix effectif du courant ne doit pas être inférieur à 50 Euro/MWh baisser (à titre de comparaison : en 2024, le prix moyen de l'électricité sur le marché de gros était d'environ 80 euros/MWh)
• La subvention est de trois ans limité et doit expirer au plus tard fin 2030
• Seules les entreprises en concurrence internationale sont éligibles
• 50 % des coûts économisés doivent être dirigés vers des investissements respectueux du climat

Coûts et portée de la réduction des coûts d'électricité pour l'industrie

Selon les calculs de l'Institut de l'économie allemande (IW), les allègements annuels s'élèvent à 1,5 milliard d'euros en 2025 et à 1,4 milliard et 1,1 milliard d'euros respectivement au cours des deux années suivantes. Les subventions gouvernementales s'élèvent ainsi à près de 4 milliards d'euros. Toutes les entreprises avec une consommation annuelle d'électricité d'environ pourraient en profiter. 20 GWh.

Emploi du temps encore ouvert

Il n'est actuellement pas clair quand la succession pour l'industrie pourra réellement commencer – si dès 2025 ou seulement en 2026. Une introduction rétroactive serait également possible. La décision finale dépendra du processus législatif ainsi que de l'examen du droit des aides d'État par la Commission européenne.

Paquet sur l'énergie avec des lacunes en matière de raccordements au réseau

Sous l'égide du paquet de lois sur l'énergie et de la novelle de la loi sur l'économie de l'énergie (Energiewirtschaftsgesetz - EnWG), le gouvernement fédéral et le ministère fédéral de l'Économie et de l'Énergie entendent moderniser les conditions cadres centrales de l'approvisionnement énergétique. Si la réforme prévoit des orientations importantes concernant, par exemple, les procédures d'autorisation et les tarifs de réseau, un domaine, selon l'avis de nombreux représentants du secteur, reste insuffisamment pris en compte : la Conditions de raccordement au réseau pour les projets photovoltaïques et de stockage.

Les critiques déplorent que les propositions de Simplification, unification et numérisation n'ont pas été inclus dans le projet – bien que des concepts concrets existent déjà à cet égard. Notamment, une meilleure Transparence sur l'utilisation des réseaux électriques ainsi que contraignant Options de réservation pour la capacité du réseau sont considérés comme urgemment nécessaires pour instaurer la sécurité en matière de planification et d'investissement pour les développeurs de projets, tout en évitant les blocages dus à des engagements de raccordement inutilisés.

Même le manque Uniformité des délais et jusqu'à présent insuffisante Possibilité de sanction en cas de non-respect par l'opérateur du réseau sont citées comme des faiblesses. Sans les adaptations appropriées, le développement du photovoltaïque et des systèmes de stockage pourrait ralentir – avec des conséquences pour les objectifs de la transition énergétique et la réduction des coûts de l'électricité.

Autres décisions du cabinet fédéral dans le cadre du train de mesures législatives sur l'énergie

En plus de la réduction du prix de l'électricité et de la modification de l'EnWG, le gouvernement fédéral a décidé de mesures supplémentaires :

• Suppression de la taxe sur les stockages de gaz (0,3 ct/kWh) pour soulager les consommateurs – Volume d'environ 3,4 milliards d'euros
• Mise en œuvre de parties de la directive européenne sur les énergies renouvelables (ROUGE III) avec des procédures d'approbation accélérées, notamment pour l'énergie éolienne et les pompes à chaleur
• Loi sur le stockage du CO₂CCS/CCU): première base juridique pour la capture, le transport et le stockage du CO₂ à l'échelle commerciale

Réduction supplémentaire de la taxe sur l'électricité à partir de 2026 pour l'industrie

Parallèlement, dans le cadre de la révision de la loi sur l'énergie (Paquet solaire I) une nette baisse de la taxe sur l'électricité a été décidée. À partir du 1er janvier 2026 pour l'industrie manufacturière ainsi que pour l'agriculture et la sylviculture, une taux réduit de 0,05 cts/kWh s'appliquent. Pour les ménages ainsi que les petites et moyennes entreprises, en revanche, le taux reste toujours à 2,05 cts/kWh.

Conclusion

Avec la remise de prix prévue pour les entreprises à forte consommation d'énergie, la modification de la loi sur l'énergie (EnWG) et le paquet législatif sur l'énergie, le gouvernement fédéral fixe des orientations essentielles pour l'approvisionnement énergétique des années à venir. Tandis que certaines entreprises espèrent des allègements sensibles à court terme, les représentants économiques en critiquent l'efficacité. Même la Chambre fédérale de l'industrie et du commerce ne nourrit pas de grandes attentes et souligne que la remise sur le prix de l'électricité industrielle n'apporte pas d'amélioration durable, car elle ne concerne qu'une partie de la consommation et est liée à des exigences supplémentaires.

Der Beitrag Energie-Gesetzespaket im Bundestag mit Reformen für die Industrie erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Installation photovoltaïque sur toiture

L'installation photovoltaïque a été officiellement inaugurée le 14.08.2025 dans le cadre d'une cérémonie symbolique. La cérémonie a été suivie par le directeur général Holger Kiebel, le responsable Qualité & Environnement, Lars Petry, le maire d'Oberboihingen, Ulrich Spangenberg, le directeur de la région Neckar-Fils de Südwestmetall, Ralph Wurster, ainsi que par des représentants de CUBE CONCEPTS.

Au total, 986 panneaux solaires ont été montés sur une surface de toit d'environ 5 800 m².

Solutions de gestion thermique DE Oberboihingen GmbH sur leur voie vers une production climatiquement neutre sur le site d'Oberboihingen :

Avec l'installation photovoltaïque sur toiture de CUBE CONCEPTS, Thermal Management Solutions DE Oberboihingen GmbH souhaite devenir plus indépendante de la hausse des prix de l'électricité. En tant que leader mondial de la fabrication de thermostats et de régulateurs de température d'huile pour l'industrie automobile et les véhicules utilitaires sous la marque ‚Wahler‘, l'entreprise accorde autant d'importance à la qualité de ses produits qu'à son empreinte écologique.

Le système photovoltaïque est, en plus de plusieurs projets d'évitement, de réduction et de compensation, le dernier élément sur la voie d'une production climatiquement neutre sur le site d'Oberboihingen. L'entreprise a déjà reçu la confirmation de la mise en œuvre réussie de la production neutre en CO₂ par l'organisme de certification TCS (Technical Certification Services GmbH) le 7 juillet 2025. En utilisant l'électricité verte photovoltaïque, l'usine d'Oberboihingen continuera d'être un partenaire solide pour ses clients et de renforcer ses avantages concurrentiels.

Avec cet engagement, Thermal Management Solutions DE Oberboihingen GmbH souligne sa responsabilité envers l'environnement et la société et mise sur des partenariats énergétiques innovants pour assurer à long terme la durabilité et l'efficacité du site.

Opinions sur le projet photovoltaïque

Maire d'Oberboihingen Ulrich Spangenberg se réjouit de la production d'électricité neutre en CO₂ sur les toits existants de l'entreprise traditionnelle d'Oberboihingen : „ Avec cet engagement extraordinaire, Thermal Management Solutions a construit ce qui est probablement la plus grande installation photovoltaïque sur un bâtiment existant à Oberboihingen. En particulier pour les sites industriels à forte consommation d'énergie, l'utilisation des surfaces de toiture pour la production d'électricité pour la consommation propre et pour l'injection dans le réseau électrique général est une étape importante pour économiser intelligemment et durablement le CO₂ “. Il souhaite que d'autres entreprises suivent cet exemple. En fin de compte, en est-il convaincu, ce sera également un facteur important en termes de résilience nécessaire face aux changements sur le marché de l'électricité et de l'énergie.

Ralph Wurster, directeur du district Neckar-Fils de Südwestmetall, a fait remarquer : „ Surtout en ces temps économiquement difficiles, c’est un signal fort qu’une entreprise non seulement croie en son site, mais investisse également de manière ciblée dans sa viabilité future. Avec ce projet photovoltaïque, Thermal Management Solutions DE Oberboihingen GmbH montre que l’action économique et la responsabilité durable ne s’excluent pas, mais peuvent être combinées de manière ciblée. L’engagement envers le site d’Oberboihingen et l’investissement dans des technologies respectueuses du climat sont un exemple de politique industrielle tournée vers l’avenir dans le secteur des PME – et un signe clair que la transformation peut également être façonnée de manière active et réussie dans un environnement industriel. “

Personen v. links: Pascal Pegel (CUBE CONCEPTS), Albrecht Manz (Thermal Management Solutions DE Oberboihingen), Ralph Wurster (Geschäftsführer der Südwestmetall-Bezirksgruppe Neckar-Fils), Dieter Hehl (Thermal Management Solutions DE Oberboihingen), Ulrich Spangenberg (Bürgermeister Oberboihingen), Lars Petry (Thermal Management Solutions DE Oberboihingen) und Holger Kiebel (Geschäftsführer der Thermal Management Solutions DE Oberboihingen)

Mehr zu Thermal Management Solutions DE Oberboihingen GmbH:

WAHLER, la marque leader pour les thermostats et les thermostats de température d'huile. Sous la marque WAHLER, au sein de Thermal Management Solutions DE Oberboihingen GmbH, l'entreprise propose une gamme de produits diversifiée et particulièrement large de thermostats et de thermostats de température d'huile d'une qualité OE des plus élevées. Avec plus de 120 ans d'expérience technologique et plus de six millions de produits vendus chaque année dans le monde, WAHLER est l'une des marques leaders pour les thermostats et les thermostats de température d'huile.

Impressions de l'installation photovoltaïque

Der Beitrag Grüner Strom für Thermal Management Solutions DE Oberboihingen GmbH erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Amortissement dégressif pour les installations photovoltaïques

Les entreprises – de l’entrepreneur individuel à la société de capitaux – pourront à l'avenir installer de nouvelles installations photovoltaïques amortir de manière dégressive à raison de 30 % par an au maximum. Cette réglementation remplace l'amortissement linéaire usuel et permet un allégement fiscal plus rapide dans les premières années suivant l'investissement. Cela réduit le besoin en fonds de roulement et libère des liquidités à un stade précoce pour des investissements ultérieurs.

Pour les installations photovoltaïques commerciales, le programme d'investissement immédiat signifie concrètement :

• Maximum 15 % Amortissement jannuellement, à condition que le triple du taux linéaire ne soit pas dépassé.
• Valable pour installations photovoltaïques à usage commercial – Les installations au sens du § 3 n° 72 de l'EStG (par exemple, les petites installations dans le secteur résidentiel) sont exclues.
• Prérequis : l'installation doit en service d'ici fin 2027 soit pris ou cédé économiquement.

Amortissement spécial conformément au paragraphe 7g de la loi sur l'impôt sur le revenu dans le programme d'investissement immédiat prévu

Pour les petites et moyennes entreprises dont le bénéfice annuel est inférieur à 200 000 €, il existe également la possibilité d'un Amortissement exceptionnel pouvant atteindre 20 % selon le § 7g de la loi sur l'impôt sur le revenu. En combinaison avec l'amortissement dégressif, cela permet théoriquement jusqu'à 55 % des coûts d'investissement amortissable – un avantage fiscal considérable qui peut accélérer les investissements dans les projets PV.

Impulsions indirectes par la promotion de la mobilité électrique

En complément, la loi favorise également les utilisations professionnelles Véhicules électriques avec une déduction spéciale de 75 % la première année. Cette mesure devrait permettre l'expansion de Infrastructure de recharge et cela stimulera le marché des solutions PV associées pour l'autoconsommation. Cela pourrait à son tour donner un nouvel élan au développement des installations solaires commerciales.

Impulsions de croissance grâce au programme d'investissement immédiat

Le programme d'investissement d'urgence du gouvernement fédéral représente un véritable Impulsion de croissance pour le Marché du photovoltaïque dans le secteur commercial dar. Les nouvelles possibilités d'amortissement rendent les investissements dans le photovoltaïque plus attrayants sur le plan économique et accélèrent la période de récupération. C'est une période particulièrement propice pour les entreprises qui souhaitent réduire leurs coûts d'électricité tout en atteignant leurs objectifs de durabilité, pour investir dans leurs propres installations photovoltaïques.

Der Beitrag Investitionssofortprogramm: steuerliche Vorteile für PV-Anlagen erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Les coûts de l'électricité pour les entreprises augmentent – pas malgrémais en raison de la transition énergétique.

Les tarifs du réseau deviennent le principal moteur des coûts

Dès aujourd'hui, les coûts de réseau représentent environ un tiers du prix de l'électricité industrielle. Mais ce n'est qu'un début :

• Plus de 700 milliards d'euros s'élève selon les estimations actuelles à des besoins de financement pour le développement du réseau jusqu'en 2045.
• L'Université de Cologne prévoit au moins Doubler les frais de réseau jusqu'alors. Les premiers scénarios parlent de :
  • 15 centimes/kWh pour la moyenne tension
  • plus de 18 centimes/kWh pour la basse tension

C'est un triplement par rapport aux moyennes actuelles dans de nombreuses régions.

Adieu au StromNEV – et à tous les privilèges connus

Le règlement actuel sur les tarifs du réseau électrique (StromNEV) expire sans remplacement le 31.12.2028. Particulièrement concernées : les entreprises à forte intensité énergétique qui bénéficiaient jusqu'à présent de régimes spéciaux tels que le § 19 StromNEV (Utilisation atypique du réseau, Charge de la bande ou 7 000 heures), les femmes ayant bénéficié de ce statut ne pourront plus le faire à partir de 2026, et ce, sans qu'un nouveau système fiable ne soit mis en place pour les remplacer.

L'Agence fédérale des réseaux discute actuellement ouvertement d'un tout nouveau système d'honoraires. Ce qui est clair :

• Le site La Commission européenne interdit à l'avenir, des exemptions aux tarifs de réseau sans avantage systémique clair.
• Les rabais purement d'un point de vue de politique industrielle, par exemple pour la promotion de sites, sont explicitement interdit.
• Même le précédent „ régime spécial de compensation “ (BesAR) selon l'EnFG – avec un allègement annuel de 5 milliards d'euros – expire en 2027.

À cela s'ajoutent de nouvelles charges et compensations

L'augmentation des coûts de l'électricité n'est plus un risque hypothétique – c'est une réalité et c'est inscrit dans la loi :

• Nouvelle imputation par la loi sur la sécurité des centrales électriques (KWSG) : + environ 2 centimes/kWh
• Suppression de la compensation des pics (§ 10 StromStG / § 55 EnergieStG) : + 1,5 milliard €/an de charges
• La réduction annoncée des taxes sur l'électricité au minimum de l'UE (0,05 ct/kWh) est ambiguë et ne s'appliquerait qu'à l'industrie manufacturière – les autres entreprises seraient exclues.
• Et : cette baisse devrait être temporaire – une rechute à 2,05 ct/kWh est ensuite à craindre

Ce que l'Agence fédérale des réseaux prévoit et ce qui n'est (pas encore) sûr

Depuis mai 2025, l'Agence fédérale des réseaux discute ouvertement de la future structure des tarifs des réseaux. Des changements profonds sont envisagés :

• Renonciation au principe de consommation pureÀ l'avenir, des prix de base forfaitaires, des frais de capacité ou des frais d'utilisation liés au réseau pourraient être introduits.
• Intégration des fournisseurs dans les coûts du réseau - actuellement, seuls les consommateurs finaux paient.
• Rétributions dynamiques du réseau avec une tarification basée sur l'heure de la journée ou le lieu comme objectif à long terme.
• Réglementations spécifiques pour le stockage et modèles prosommateurs.

Mais une chose est claire : la logique actuelle des tarifs de réseau n'existera plus. Et un nouveau modèle viable ne sera mis en place qu'à partir de 2029 – à condition que le processus de réforme se déroule comme prévu.

Les entreprises doivent se préparer à des coûts supplémentaires plus élevés pour l'électricité.

La prochaine grande vague d'augmentation des prix de l'électricité arrive – non pas par le marché, mais par la réglementation. Alors que de nombreuses entreprises tentent d'optimiser leur approvisionnement en électricité, elles se retrouvent de plus en plus dans un piège à coûts en raison des taxes, des prélèvements et des frais de réseau.

Ce que vous devriez faire maintenant :

• Examiner les investissements dans l'autosuffisance, le stockage et la flexibilité
• Limiter l'achat d'électricité et l'utilisation du réseau au minimum
• Accorder plus de poids aux coûts de transport d'électricité dans le contrôle de l'énergie
• Préparer stratégiquement la sortie des avantages du § 19
• Observer activement les évolutions réglementaires

La transformation du secteur de l'énergie est nécessaire - mais elle ne sera pas gratuite. Pour les entreprises, cela signifie : L'électricité va devenir plus chère de manière prévisible.

En savoir plus sur l'état de la réforme des tarifs du réseau dans notre article Rapport intermédiaire Agnes 2026.

Der Beitrag Netzentgelt-Reform: Kostenwelle ab 2026? erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Durée de vie moyenne sans repowering

Dans l'ensemble, les installations d'énergies renouvelables sont conçues pour une production d'électricité à long terme – mais leur durée de vie n'est pas illimitée. La durée pendant laquelle une installation photovoltaïque ou éolienne peut réellement être exploitée de manière rentable dépend fortement de la technologie, de la qualité des composants ainsi que de l'entretien et des conditions du site.

Sur Installations solaires les scientifiques s'attendent en moyenne à une Durée de vie d'environ 25 ans sans modernisation du PV ou Repowering. Les modules de haute qualité peuvent même produire de l'électricité pendant 35 à 40 ans, mais avec une puissance décroissante. Au bout de 25 ans, de nombreux modules fournissent encore environ 80 % de leur puissance initiale. Pour d'autres composants du système, tels que les onduleurs, les experts tablent sur une durée de vie d'environ dix à quinze ans.

Sur Éoliennes se trouve la plupart du temps Durée de vie à propos de 20 ans. Avec un entretien régulier, un fonctionnement plus long est également possible. Les installations offshore sont généralement autorisées pour 25 ans, mais peuvent fonctionner jusqu'à 30 ou 35 ans avec des concepts appropriés. Néanmoins, tous les exploitants sont confrontés à la décision au plus tard après 20 à 25 ans : continuer à exploiter, moderniser ou remplacer par une nouvelle technologie.

La modernisation et le repowering des installations PV prendront de l'importance à l'avenir

Les exploitants de centrales photovoltaïques ne devraient pas réfléchir à la modernisation ou au repowering de leur installation seulement à la fin de leur durée de vie, mais des stratégies précoces développer. Un échange ciblé de composants plus anciens ou moins performants – tels que des panneaux solaires, des onduleurs ou des câblages – permet d’augmenter le rendement, de prolonger la durée de vie et d’améliorer la rentabilité. De nouveaux concepts, comme l’extension des installations par exemple Accumulateur de grande capacité peuvent augmenter l'autoconsommation et garantir des rendements stables à long terme. Les mesures plus petites et moins coûteuses sont également considérées comme particulièrement utiles, telles que la mise en œuvre d'un système de surveillance ou d'un système global Système de gestion de l'énergie.

Boom au milieu des années 30 pour la modernisation du PV et le repowering de l'éolien

Le remplacement des éoliennes actuelles par des modèles plus performants représente déjà 4 à 5 GW par an en Allemagne. À partir de 2030 environ, les premières installations photovoltaïques construites au début et au milieu des années 2000 arriveront à échéance. Vers le milieu des années 2030, une grande partie des installations solaires actuelles atteindra la fin de leur durée de vie technique, à moins qu'une modernisation du PV n'ait été effectuée d'ici là. Les experts s'attendent à ce qu'entre 2030 et 2040, des installations photovoltaïques d'une puissance totale de plus de 35 GW et des éoliennes d'une puissance totale de 48 GW pourraient être mis hors service dans cette période en raison de leur âge.

Les installations photovoltaïques plus anciennes, installées entre 2009 et 2012, sont particulièrement touchées par le boom du milieu des années 1930. Beaucoup de ces installations alimentent le réseau public dans le cadre de la loi sur les énergies renouvelables (EEG) et approchent de la fin de leur période de subvention et d'utilisation. Toutefois, cela signifie également qu'au bout d'environ dix ans, la demande de composants, de personnel qualifié et de procédures d'autorisation augmentera. Plus tôt les exploitants d'installations d'énergies renouvelables examinent le potentiel de modernisation du photovoltaïque ou de remplacement des éoliennes, mieux il sera possible d'éviter les goulets d'étranglement et de planifier les investissements stratégiquement.

Planifier stratégiquement la modernisation des PV : ce que les exploitants devraient faire maintenant

La vague de renouvellement attendue à partir du milieu des années 2030 nécessite une action anticipée. Les exploitants de centrales photovoltaïques et éoliennes devraient déjà vérifier aujourd'hui comment ils peuvent exploiter leurs installations de manière économique à long terme – et si une modernisation, une mise à niveau ou un repowering complet du photovoltaïque est judicieux.

Les étapes suivantes s'imposent :

• Inventaire et évaluation : Analyser l'état, la performance et l'âge technique de l'installation, en particulier pour les mises en service entre 2009 et 2012.
• Identifier les potentiels de modernisation : Les composants tels que les onduleurs, le câblage ou les modules sont-ils prêts à être remplacés ? Existe-t-il des possibilités d'optimisation grâce à des systèmes de surveillance ou de stockage ?
• Recalculer la rentabilité : Un fonctionnement continu est-il rentable ou un renouvellement technique serait-il plus économique ? Les coûts d'entretien croissants et subventionnés ou la commercialisation de l'électricité jouent un rôle central ici.
• Lancer la planification tôt : D'ici le milieu des années 2030, la demande en technologie, en personnel qualifié et en autorisations augmentera considérablement. Ceux qui agissent à temps sécurisent leurs capacités et peuvent réaliser les conversions de manière efficace.

En bref : l'heure est venue de préparer stratégiquement l'avenir de votre propre installation d'énergies renouvelables – avant que le marché et les capacités ne soient sous pression.

Der Beitrag PV-Modernisierung: Boom in zehn Jahren erwartet erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Arrêt de la CJUE : pas de régimes spéciaux pour les installations de clients et les modèles de fourniture d'électricité aux locataires

La CJUE a précisé que réglementations nationales spéciales comment le privilège allemand des installations de clients n'est pas compatible avec la directive européenne sur le marché intérieur de l'électricité (dir. 2019/944). Il est notamment inadmissible d'exclure les infrastructures énergétiques du concept de réseau de distribution, tel que défini par le droit de l'Union, au moyen de critères nationaux. La pratique allemande actuelle contredit ainsi le cadre juridique européen.

Selon la Cour de justice de l'UE, tous les câbles par lesquels Courant aux consommateurs finaux est livré, principalement en tant que réseaux de distribution – quelle que soit leur taille, leur structure technique ou le fait qu'elles n'alimentent qu'un seul bâtiment ou une zone délimitée. Les catégories spéciales nationales, telles que les soi-disant installations clientes, ne peuvent donc pas invoquer de caractéristiques supplémentaires telles que le nombre de consommateurs finaux, le flux d'électricité ou l'étendue spatiale pour exclure certaines installations de la réglementation.

En pratique, cela signifie : Opérateur de telles installations d'alimentation électrique sont en tant que gestionnaire de réseau de distribution. Vous serez dorénavant soumis aux mêmes exigences réglementaires. Celles-ci comprennent, entre autres, l'obligation de séparation physique et opérationnelle, la régulation des tarifs de réseau, ainsi que des obligations complètes en matière d'accès et de transparence. Des dérogations à ces obligations ne sont possibles que dans les cas expressément prévus par le droit de l'Union, par exemple pour les réseaux de distribution fermés ou les communautés d'énergie citoyenne.

Décision du BGH : Mise en œuvre nationale des directives de la CJUE

Le BGH a désormais repris, confirmé et appliqué de manière cohérente la jurisprudence de la CJUE à un projet concret d'approvisionnement des locataires en électricité. Le tribunal a clairement indiqué que les installations de consommateur et l'approvisionnement des locataires en électricité ne peuvent plus être interprétés qu'en accord avec la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité. En pratique, cela signifie qu'une installation de consommateur n'existe plus que lorsqu'aucun approvisionnement en électricité payant n'est effectué à des tiers.

Dans le cas négocié, un promoteur immobilier prévoyait l'approvisionnement de 250 appartements par le biais de son propre réseau de canalisation privé. Comme l'électricité devait être fournie à plusieurs consommateurs finaux moyennant rémunération, la Cour fédérale de justice a qualifié le réseau de réseau de distribution soumis à réglementation. Le traitement spécial jusqu'à présent de telles structures via le privilège des installations client a ainsi été effectivement supprimé.

La conséquence juridique : les exploitants des installations correspondantes sont désormais soumis entièrement le droit de l'énergie. Cela inclut, par exemple, les obligations de paiement de Tarifs de réseau, en vue de la reprise de la Responsabilité du cercle de bilan ou à la mise en place d'un système approprié Gestionnaire de réseau de distribution. Sont particulièrement concernés les modèles d'autoproduction d'électricité par les locataires, par exemple avec des installations photovoltaïques, les solutions de quartier avec cogénération ou énergies renouvelables pour l'approvisionnement de zones commerciales – par exemple dans les parcs industriels – ainsi que les modèles d'approvisionnement collectifs dans les grands immeubles.

Impacts pour les exploitants d'installations clientes et les modèles de vente d'électricité aux locataires

De nombreux projets d'installations chez le client et de fourniture d'électricité aux locataires reposent jusqu'à présent sur les privilèges prévus au § 3 n° 24a EnWG. Ceux-ci leur procuraient des avantages économiques considérables, car ni les frais de réseau, ni les taxes supplémentaires, ni d'autres obligations réglementaires n'étaient applicables. Cependant, avec le reclassement de telles installations en réseaux de distribution soumis à réglementation, ces privilèges disparaissent, ce qui remet fondamentalement en question la rentabilité de nombreux projets.

Particulièrement problématique est la nouvelle Incertitude juridique pour les installations existantes. Puisque la classification en tant qu'installation client s'est généralement déroulée sans contrôle officiel jusqu'à présent, des mesures réglementaires ultérieures peuvent maintenant être envisagées – telles que des requêtes de restitution, des restructurations ou l'obligation de se déclarer comme réseau de distribution fermé. Cela concerne non seulement les nouvelles installations, mais aussi les structures d'approvisionnement exploitées depuis longtemps dans les quartiers résidentiels ou les zones industrielles.

Même les mécanismes de subvention existants tels que le Prime de raccordement pour les locataires conformément au § 21 alinéa 3 EEG, se retrouvent sous pression. Cette subvention suppose que le courant n'est pas acheminé par un réseau d'approvisionnement général. Toutefois, si une installation client jusqu'alors privilégiée est classée comme réseau de distribution ordinaire, cette condition n'est plus remplie – et Le droit à l'aide est supprimé. De nombreux projets ne seraient plus économiquement viables.

La pression d'agir pour les installations clients et l'autoproduction d'électricité par les locataires augmente

Les exploitants et développeurs de centrales clients et de projets d'approvisionnement des locataires sont considérablement inquiets suite aux jugements et demandent de nouvelles réglementations de la part de la législation allemande. Actuellement, une Dévaluation des projets existants et Investissements dans de nouveaux projets stocker. Les entreprises sont désormais confrontées au défi d'évaluer, d'adapter ou, le cas échéant, de restructurer leurs structures d'approvisionnement en énergie en tant que réseaux de distribution fermés conformément à la réglementation. Sans nouvelle réglementation, de nouvelles obligations leur incombent, telles que la séparation comptable, la perception et le paiement des frais de réseau et des contributions (telles que les contributions KWKG, offshore ou § 19 StromNEV), l'octroi d'un accès au réseau aux tiers, ainsi que des obligations complètes de déclaration et de preuve vis-à-vis des autorités de régulation. En outre, il existe toujours des problèmes dans la génération des Certificats d'origine: la bureaucratie freine l'électricité verte pour les locataires.

Perspectives pour les opérateurs & Impulsions pour la législation

Les exploitants et les responsables de projets de modèles d'approvisionnement en électricité décentralisés devraient procéder dès maintenant à un inventaire critique de leurs installations existantes. Il convient d'examiner si les configurations techniques et opérationnelles des installations satisfont aux critères de la CJUE pour un réseau de distribution soumis à réglementation. Lorsque tel est le cas, les concepts existants doivent être adaptés ou remplacés par modèles alternatifs juridiquement sûrs être remplacé. Une approche possible à cet égard réside dans les concepts d'approvisionnement hybrides, dans lesquels l'électricité n'est pas fournie exclusivement par un réseau interne, mais est fournie en complément d'un tarif d'approvisionnement de base existant.

Dans le même temps, le gouvernement fédéral allemand est appelé à adapter la réglementation des réseaux aux exigences européennes et, en parallèle, à créer des solutions pratiques pour les structures plus petites et proches des consommateurs. Au niveau de l'UE, la directive sur le marché intérieur de l'électricité offre par exemple des marges de manœuvre, notamment par la reconnaissance des réseaux de distribution fermés et des communautés d'énergie citoyenne, qui peuvent être exemptés des exigences réglementaires sous certaines conditions. Au niveau national, les soi-disant "réseaux de zone" pourraient offrir des solutions. Cela permettrait de créer une base juridiquement sûre et économiquement viable pour de nombreux modèles d'approvisionnement décentralisés.

La loi sur les énergies renouvelables (EEG) devrait également être adaptée : Pour continuer à permettre la prime de courant pour locataires, les modèles avec distribution interne de courant devraient rester éligibles – à condition que la transparence, la protection des consommateurs et la non-discrimination soient garanties. Ce n'est qu'en combinant des mesures techniques, réglementaires et politiques que les concepts énergétiques décentralisés pourront continuer à être mis en œuvre avec succès à l'avenir.

Réorientation des installations clients et du courant locataire d'urgence nécessaire

L'arrêt de la CJUE et l'ordonnance subséquente du BGH apportent de la clarté – et, en même temps, une grande incertitude. La réglementation allemande actuelle concernant les installations clients et le courant locataire est donc contraire au droit de l'Union. Il appartient désormais au législateur de créer rapidement un cadre pratique et conforme au droit de l'Union afin de ne pas freiner la transition énergétique dans le secteur commercial et urbain. Sans règles transitoires juridiquement sûres et une adaptation rapide du droit de l'énergie, des blocages d'investissement, des abandons de projets et un recul de la transition énergétique décentralisée sont à craindre.

Der Beitrag Kundenanlagen & Mieterstrom nach EuGH- und BGH-Urteil unter Druck erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

1. programme de soutien PV des installations hors EEG

Un programme de soutien central s'adresse aux entreprises qui souhaitent mettre en place des installations photovoltaïques en dehors du système de rémunération classique de la loi sur les énergies renouvelables. Concrètement, il s'agit de Installations photovoltaïques flottantes - c'est-à-dire les installations sur des plans d'eau comme les lacs de dragage - ainsi que Installations agri-photovoltaïques qui combinent le photovoltaïque et l'utilisation agricole. La condition préalable est une puissance installée de au moins 100 kWp. Pendant toute leur durée d'exploitation, les installations ne peuvent bénéficier d'aucune aide au titre de la loi sur les énergies renouvelables (EEG).

Les dépenses pour les principaux éléments de l'installation, dont les modules photovoltaïques, les onduleurs, les sous-constructions, les prestations de montage, le câblage ainsi que le raccordement au réseau sont subventionnées. L'aide est accordée sous forme de financement partiel. Les entreprises peuvent jusqu'à 25 % des coûts d'investissement éligibles, dans la limite de 1.000.000 euros par projet. La sélection des projets se fait dans le cadre d'un examen au cas par cas par l'autorité chargée de l'octroi. La base est une description pertinente du projet.

La demande se fait en ligne via le portail de promotion du Land de Rhénanie-du-Nord-Westphalie. Il est important que la décision de subvention soit disponible avant le début de la mesure - un démarrage prématuré du projet entraîne l'exclusion de la subvention. Ce n'est qu'après une décision positive que la commande peut être passée et que la mise en œuvre peut commencer. La mesure de soutien peut être demandée jusqu'au 30 juin 2027.

2. programme de soutien PV de services de conseil pour le développement

Outre l'aide directe à l'investissement, le Land de Rhénanie-du-Nord-Westphalie soutient également prestations de planification préparatoires. Les entreprises peuvent bénéficier de subventions pour des études de faisabilité, des analyses de potentiel, des études de rentabilité ou des expertises environnementales réalisées dans le cadre de la création ou de l'extension d'une entreprise. Installations photovoltaïques au sol respectivement Parcs solaires de l'énergie. Les contrôles de raccordement au réseau, les études statiques préliminaires ou les services d'accompagnement des procédures de planification des travaux sont également éligibles.

Ces prestations doivent être fournies par des conseillers externes, qualifiés et indépendants. Sont considérés comme qualifiés les conseillers qui ont exercé une activité professionnelle spécifique dans le domaine des installations industrielles ou énergétiques au cours des deux dernières années et qui peuvent fournir des références correspondantes. Une seule subvention est possible par raccordement au réseau et par site.

Pour les entreprises, la subvention s'élève à jusqu'à 70 % des coûts de conseil éligibles, au maximum 35 000 euros. Cette aide est également accordée au prorata et doit être demandée avant l'engagement des prestations. Une fois la mesure terminée, le justificatif d'utilisation peut être présenté, après quoi le paiement est effectué. La mesure de soutien court également jusqu'au 30 juin 2027.

Déposer à temps les demandes pour les programmes de soutien PV

Pour les entreprises de Rhénanie-du-Nord-Westphalie, il vaut la peine de jeter un coup d'œil attentif sur les dernières Programmes de soutien au PV. Ceux qui souhaitent réaliser des types d'installation innovants sans rémunération EEG ou préparer soigneusement des projets PV de plus grande envergure peuvent bénéficier d'un soutien financier efficace grâce à la subvention du Land. Dans les deux cas, la règle est la suivante : la demande de subvention doit être déposée et approuvée à temps, avant que la mise en œuvre ne commence.

Les programmes offrent ainsi non seulement une opportunité de réduire les coûts, mais aussi une entrée structurée dans un approvisionnement énergétique durable et indépendant.

Der Beitrag NRW: PV-Förderprogramme wieder gestartet erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Pourquoi la réforme des tarifs du réseau électrique est-elle nécessaire ?

Le règlement actuel sur la tarification du réseau électrique (StromNEV) (loi sur l'électricité)La Commission européenne a adopté une nouvelle directive sur les tarifs de réseau, qui régit jusqu'à présent la formation des tarifs de réseau, expire le 31.12.2028. En 2021, la Cour de justice de l'Union européenne avait déjà décidé que la régulation basée sur des décrets juridiques du gouvernement fédéral était contraire aux dispositions du droit européen, notamment à la directive sur le marché intérieur de l'électricité. De plus, la CJCE a jugé que les autorités de régulation des Etats membres devaient bénéficier d'une plus grande autonomie. Le gouvernement allemand s'est conformé à cette exigence dès 2024 en amendant la loi sur l'énergie (EnWG). L'Agence fédérale des réseaux doit donc autonome etindépendant décider de la structure des tarifs de réseau

Parallèlement, le système énergétique s'est profondément modifié au cours des deux dernières décennies. Le site Intégration des énergies renouvelablesLe changement climatique, avec sa production d'énergie décentralisée, sa numérisation et sa flexibilisation, pose de nouvelles exigences au système de rémunération. Le modèle actuel atteint de plus en plus ses limites et les experts estiment aujourd'hui à près de 700 milliards d'euros le coût de l'extension urgente du réseau. L'objectif de la réforme est de créer des incitations adaptées au marché, d'assurer une allocation conforme aux coûts et d'orienter efficacement les investissements - en particulier dans un système où le nombre de prosommateurs, de dispositifs de stockage, de dispositifs de consommation contrôlables et d'installations de production augmente. alimentation volatile.

Quels sont les enjeux de la réforme de la tarification du réseau électrique ?

Dans le document de discussion qu'elle vient de présenter, la Bundesnetzagentur présente de nombreuses options sur la manière dont le système de rémunération pourrait être conçu à l'avenir. L'accent est tout d'abord mis sur une restructuration fondamentale des tarifs de réseau pour les gestionnaires de réseau de distribution et de transport. En principe, les réglementations spéciales actuelles telles que les tarifs de réseau individuels selon l'article 19, paragraphe 2 de l'ordonnance sur l'électricité, les tarifs selon l'article 14a de la loi sur l'énergie ou les tarifs de réseau évités selon l'article 18 de l'ordonnance sur l'électricité sont également en discussion. Dans le cadre de la discussion qui s'ouvre, l'autorité se réserve le droit d'accorder ultérieurement des rabais spéciaux, mais elle avait déjà annoncé au moins l'introduction d'un système d'échange de quotas d'émission. Charge de la bande- de laisser une faculté expirer dans le cadre du projet de réforme.

Les autres points de discussion sont

Participation des injecteurs aux coûts du réseauActuellement, seuls les consommateurs finaux paient des frais de réseau en Allemagne. L'Agence fédérale des réseaux lance un débat sur la question de savoir si les exploitants d'installations de production devraient également être mis à contribution à l'avenir pour financer l'extension du réseau, comme c'est le cas dans d'autres pays européens. Il serait possible de mettre en place des tarifs dépendant de l'alimentation en électricité ou un tarif de base forfaitaire pour les injecteurs.

Introduction de nouvelles composantes de la rémunérationActuellement, tous les tarifs au-dessus de la basse tension sont purement basés sur la consommation, bien que la consommation ne soit pas nécessairement le moteur des coûts. Les propositions comprennent des prix de base forfaitaires, des prix de capacité ou une tarification directe de la capacité de raccordement au réseau commandée.

Une meilleure prise en compte des prosommateursDans le domaine de la basse tension, la part du prix de base pour les prosumers pourrait être augmentée afin de refléter plus équitablement leur utilisation du réseau et de garantir une participation adéquate aux coûts du réseau.

Rétributions dynamiques du réseauL'introduction de tarifs variables en fonction de l'heure et du lieu, basés sur la charge réelle du réseau, est considérée comme une option à long terme. La condition préalable serait toutefois une numérisation presque complète du réseau et des utilisateurs du réseau. Les premières approches existent dans la définition des dispositifs de consommation contrôlables.

Règles spécifiques pour le stockageL'agence fédérale des réseaux souligne que les accumulateurs d'électricité ou les Accumulateur de grande capacité jouent un rôle important dans la stabilité du système. L'intégration du stockage dans le réseau doit donc être abordée de manière ciblée. Une réglementation différenciée de la rémunération du stockage fait également partie du document de discussion.

Pourquoi cette réforme est si importante

Selon Klaus Müller, président de l'Agence fédérale des réseaux, la réforme va bien au-delà des détails techniques :

"Premièrement, le nombre d'utilisateurs qui paient la totalité des redevances est de plus en plus faible, alors que les coûts augmentent. Deuxièmement, il manque des signaux suffisamment efficaces indiquant comment et où les installations peuvent être exploitées à moindre coût. Troisièmement, il n'y a pas aujourd'hui dans le système d'incitations qui récompensent un comportement flexible - plutôt le contraire".

L'objectif est de mettre en place un système de rémunération du réseau performant et adapté à l'avenir, qui n'entrave pas la transition énergétique mais la soutient activement. Le développement de ce système doit être ouvert aux résultats, transparent et impliquer largement toutes les parties prenantes.

Quelle est la suite de la réforme des tarifs du réseau électrique ?

Le processus de réforme débutera par un premier atelier sectoriel les 2 et 3 juin 2025. Les acteurs du marché peuvent soumettre leurs commentaires sur le document de discussion jusqu'au 30 juin 2025. D'autres événements professionnels et formats d'échange suivront. Sur cette base, l'Agence fédérale des réseaux prévoit d'édicter dans les années à venir une ou plusieurs dispositions contraignantes qui remplaceront progressivement les règles actuelles de la StromNEV.

En savoir plus sur l'état de la réforme des tarifs du réseau dans notre article Rapport intermédiaire Agnes 2026.

Der Beitrag Reform der Stromnetzentgelte: Bundesnetzagentur eröffnet AgNes-Debatte erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Restrictions imposées par le principe d'exclusivité

Dans la pratique, cette interprétation étroite du principe d'exclusivité a eu des conséquences importantes pour l'utilisation économique des accumulateurs. Elle s'appliquait notamment aux Accumulateurs de grande capacité en combinaison avec des installations photovoltaïques commerciales. Les exploitants ont été confrontés à une décision fondamentale : utiliser leurs grands accumulateurs soit pour la Optimisation de l'alimentation en PV ou pour autres modèles de recettes de la même manière. Une utilisation multiple simultanée ("multi-use") était exclue.

Concrètement, cela signifiait que les grands accumulateurs chargés par l'électricité photovoltaïque propre servaient exclusivement à la production interne d'électricité. Peak Shaving et Décalage de charge. L'électricité solaire excédentaire stockée pouvait par exemple être réinjectée dans le réseau le soir, lorsque les prix de la bourse étaient plus élevés, y compris les subventions EEG. Cela ne fonctionne toutefois que si l'installation photovoltaïque produit en permanence de grandes quantités d'électricité. Dès que l'électricité verte ne suffit plus, le grand réservoir doit être rempli avec de l'électricité grise. Or, c'est précisément ce prélèvement sur le réseau qui, dans l'ancienne situation juridique, conduisait à la Perte de l'ensemble des droits à l'aide EEG - même si de l'électricité verte a été stockée auparavant.

Nouvelles options EEG pour le stockage à grande échelle après le paquet solaire I

Avec le paquet solaire I et la loi sur les énergies renouvelables 2025, l'utilisation du stockage de l'électricité en combinaison avec les énergies renouvelables a fait l'objet d'une nouvelle réglementation. L'objectif était de Flexibilité du système électrique et d'intégrer davantage le stockage dans la transition énergétique - sans pour autant mettre en péril la logique de soutien de la loi sur les énergies renouvelables. Les exploitants d'installations photovoltaïques équipées de grandes batteries de stockage disposent désormais de trois options d'exploitation clairement définies pour le stockage temporaire d'électricité, notamment en vue de l'injection dans le réseau public.

1. la nouvelle option de délimitation : flexibilité avec séparation métrologique

Pour grandes installations avec de grands réservoirs de stockage et Systèmes de gestion de l'énergie il y a maintenant la nouvelle Option de régularisation avec obligation de commercialisation directe. Elle permet de charger le stockage aussi bien avec de l'électricité SER qu'avec de l'électricité du réseau - à condition toutefois que les quantités d'électricité respectives soient clairement séparées par des mesures. Sur cette base, on calcule ensuite au prorata la part d'énergie stockée et injectée qui est effectivement éligible.

Exemple : Si, au cours de l'année, un accumulateur a été chargé à 70 % avec de l'électricité solaire et à 30 % avec de l'électricité du réseau, seule la part correspondante de l'alimentation du réseau (70 %) bénéficie de la subvention EEG.

Cette option offre grande flexibilité pour les entreprises industrielles et commercialesqui a pour but d'aider les Augmenter l'autoconsommation photovoltaïque que des applications de stockage utiles au réseau ou au marché - par exemple dans le cadre de concepts multi-usages. L'Agence fédérale des réseaux fixe à cet effet les détails concernant la justification et l'établissement du bilan.

2. l'option d'exclusivité : une séparation claire - une rémunération complète

La nouvelle exclusivité liée au stockage est désormais considérée comme une option. Elle correspond en substance à l'ancienne réglementation de l'EEG : le stockage d'électricité est exclusivement chargé avec de l'électricité renouvelable - et jamais avec de l'électricité du réseau. Si cette condition est respectée tout au long de l'année civile, l'électricité stockée est considérée comme entièrement verte. Une injection dans le réseau est alors récompensée par la totalité de la rémunération EEG.

Cette option est particulièrement adaptée aux opérateurs qui recherchent une solution techniquement propre et juridiquement sûre, par exemple pour le stockage à domicile ou les petites installations commercialesLes producteurs d'électricité qui misent entièrement sur l'autoproduction d'électricité SER. L'avantage est qu'aucun système de mesure ou de facturation complexe n'est nécessaire - tant qu'il n'y a pas d'achat sur le réseau, le droit à la subvention est entièrement maintenu.

3. l'option forfaitaire : simple & pratique pour les petites installations

Pour encore petites installations PV avec stockage - jusqu'à une puissance de 30 kWp - a été complétée par l'installation d'un système d'alimentation électrique. Option forfaitaire a été créée. Celle-ci permet aux exploitants de bénéficier d'une aide simplifiée sans devoir mettre en œuvre un concept de mesure détaillé. La condition est que le stockage et l'installation PV appartiennent au même exploitant (les appareils solaires enfichables sont exclus). La subvention est forfaitaire : on suppose que, pour chaque kilowatt de puissance PV installée, 500 KW d'électricité éligible sont injectés chaque année dans le réseau à partir de l'accumulateur.

Ce règlement s'adresse clairement aux Ménages privés ou petites entreprises commercialesLes utilisateurs qui souhaitent profiter le plus simplement possible de la subvention EEG sans devoir investir dans une technique de mesure coûteuse. Pour ce faire, l'électricité est facturée par un agent de vente directe, qui peut également inclure directement la charge bidirectionnelle.

Aperçu des options de la CEE pour le stockage à grande échelle :

Plus de flexibilité grâce aux nouvelles options de la CEE pour le stockage à grande échelle

Les trois nouvelles options introduites par la loi sur les énergies renouvelables pour l'injection dans le réseau de l'électricité produite à partir d'accumulateurs permettent d'éliminer un obstacle central de la réglementation actuelle en matière d'accumulateurs. Les grands accumulateurs à batterie, en particulier, peuvent ainsi être utilisés de manière plus économique et plus flexible. Les trois nouvelles options EEG du Paquet solaire I permettent désormais une gestion différenciée du stockage. Celles-ci vont de l'injection purement verte à la promotion proportionnelle en cas de charge mixte. La voie est ainsi ouverte aux concepts multi-usages qui peuvent combiner la commercialisation de l'électricité, l'utilité du réseau et l'autoconsommation - sans risquer de perdre le soutien de la loi sur les énergies renouvelables.

Parallèlement, des modèles de soutien simples pour les petites installations sont maintenus. Les exploitants de grands systèmes photovoltaïques et de stockage continueront en outre à avoir la possibilité de présenter leurs projets dans le cadre de Appels d'offres pour l'innovation à commercialiser.

Der Beitrag EEG-Optionen für Großspeicher erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Qu'est-ce que le prix de l'électricité en bourse ?

Le prix de l'électricité à la bourse est le prix auquel l'électricité est vendue à la bourse de l'électricité. EEX (European Energy Exchange) à Leipzig ou à la EPEX Spot est négocié à Paris. Il est créé dans ce qu'on appelle le Marché day-aheadL'offre et la demande se rencontrent pour chaque heure du jour suivant. L'offre la plus chère encore nécessaire détermine le prix de l'électricité pour cette heure - un principe connu sous le nom de "merit order". Sur le site Trading intraday les producteurs, les fournisseurs d'énergie, les négociants, les entreprises à forte consommation d'énergie ou les banques peuvent même acheter ou vendre de l'électricité jusqu'à cinq minutes avant le début de la livraison. Les facteurs d'influence sur le prix de l'électricité en bourse sont généralement les capacités de production, les conditions météorologiques, les modèles de consommation et les décisions politiques.

Causes des fortes fluctuations actuelles

L'augmentation des prix volatils de l'électricité en bourse s'explique principalement par trois facteurs :

1. augmentation des énergies renouvelables dans le mix électrique

La part croissante de l'énergie solaire et éolienne, qui atteint déjà environ 60 %, a fondamentalement modifié la structure des prix de l'électricité en bourse. Contrairement aux centrales électriques conventionnelles, les sources renouvelables n'alimentent pas le réseau de manière constante, mais en fonction des conditions météorologiques et souvent en grandes quantités à la fois. Cela entraîne des prix négatifs en cas d'offre excédentaire - en particulier à midi lorsque le rayonnement solaire est important ou la nuit lorsque le vent souffle fort.

2. capacités de stockage et de réseau limitées

Les excédents d'électricité ne peuvent pas toujours être absorbés ou distribués de manière flexible, faute d'une infrastructure de stockage et de capacités de réseau suffisantes. En conséquence, les prix chutent en cas de surplus d'électricité et augmentent brusquement en cas de pénurie. Le développement du stockage et des réseaux est donc crucial pour amortir les pics de prix dans les deux sens et permettre l'intégration des énergies renouvelables.

3. facteurs mondiaux, géopolitiques & réglementaires

Les prix du gaz, les certificats CO₂, les évolutions géopolitiques (par exemple la guerre en Ukraine), la disponibilité des centrales électriques ou les incertitudes de l'économie mondiale influencent également le prix de l'électricité en bourse. Par exemple, le record de 871 €/MWh atteint en août 2022 était une conséquence directe de l'explosion des prix du gaz. Les interventions réglementaires - telles que les modifications de la loi sur les énergies renouvelables ou les plafonds de prix imposés par l'État - peuvent également avoir un impact massif à court terme sur le prix du marché.

La volatilité des prix de l'électricité en bourse : une opportunité pour les consommateurs et les entreprises flexibles

Malgré les défis, les fluctuations de prix sur le marché de l'électricité offrent de grandes opportunités - en particulier pour les consommateurs flexibles, les prosommateurs et les entreprises avec des charges contrôlables.

Tarifs d'électricité dynamiques

Avec des tarifs d'électricité dynamiquesLes consommateurs peuvent profiter des périodes où les prix sont bas, par exemple pour recharger les voitures électriques, les pompes à chaleur ou les batteries de stockage, grâce à des tarifs d'achat bas basés sur le prix actuel de l'électricité en bourse.

Le stockage sur batterie, une technologie clé

Commercial Accumulateur de grande capacité peuvent absorber l'électricité en période de prix bas et la réinjecter dans le réseau en période de prix élevés - un modèle qui n'est pas seulement intéressant sur le plan économique, mais qui est également utile au réseau. Le marché du stockage à grande échelle connaît donc un véritable boom.

Contrôle des processus industriels

Les processus à forte consommation d'énergie dans l'industrie et l'artisanat peuvent également être déplacés vers des phases de prix bas, par exemple grâce à une gestion intelligente de la charge, comme le CUBE EfficiencyUnit (système de gestion de l'énergie). Aujourd'hui, il est déjà possible de prévoir et d'utiliser relativement bien les pics d'énergie solaire de midi en particulier.

Comment les entreprises peuvent utiliser activement le prix de l'électricité en bourse

Les entreprises peuvent optimiser leurs coûts d'électricité si elles comprennent les mécanismes du marché de l'électricité et les utilisent de manière ciblée :

• La couverture sur le marché à terme protège contre les risques de prix à long terme.
• L'utilisation du marché spot permet de réagir à court terme à l'évolution des prix.
• L'autoproduction d'électricité par des installations photovoltaïques réduit la dépendance vis-à-vis des prix volatils.
• L'utilisation de systèmes intelligents de gestion de l'énergie permet des réactions automatisées aux signaux des prix boursiers.

Perspectives d'avenir : Que nous réserve l'avenir ?

A long terme, on s'attend à ce que l'extension du réseau, les systèmes de contrôle intelligents et davantage de stockage permettent de lisser les pics de prix. Cependant, le prix de l'électricité en bourse reste un signal central pour le système énergétique du futur. Il indique quand l'électricité est particulièrement rare ou particulièrement bon marché - et donc quand la flexibilité est nécessaire.

Conclusion

La volatilité croissante du prix de l'électricité en bourse est à la fois un défi et une opportunité. Celui qui la comprend peut non seulement réduire les coûts de l'électricité, mais aussi contribuer activement à la transition énergétique. Des consommateurs flexibles, des solutions de stockage modernes et des tarifs dynamiques deviennent donc l'épine dorsale d'un système électrique efficace et décentralisé.

Der Beitrag Börsenstrompreis 2025: Volatilität steigt erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Plus de 9.000 m² de la surface du toit de l'imposant bâtiment ont été équipés de plus de 4.500 modules par les experts en photovoltaïque de CUBE CONCEPTS au cours des derniers mois. L'installation produit chaque année près de 1.900 MWh d'électricité, dont une grande partie est directement utilisée par le site. L'usine économise ainsi plus de 850 tonnes de CO₂ par an. L'objectif est de continuer à augmenter le nombre d'installations photovoltaïques en Europe d'ici 2026 et d'établir un approvisionnement énergétique durable dans le monde entier d'ici 2030.

Contexte : usine de Wilsdruff

Le site de Wilsdruff fait partie de la Global Footprint de Purem by Eberspächerun spécialiste des systèmes d'échappement et acoustiques. C'est ici que sont développés et produits des systèmes de post-traitement des gaz d'échappement très efficaces, qui répondent aux exigences les plus strictes en matière d'émissions, comme la norme Euro 7. Le site approvisionne les principaux constructeurs de véhicules utilitaires en Europe.

La durabilité chez Eberspächer

Le site Eberspächer Le groupe poursuit l'objectif de rendre sa production neutre en CO₂ d'ici 2030. Aujourd'hui déjà, l'entreprise achète de l'électricité verte sur tous ses sites allemands et sur la moitié de ses usines dans le monde. D'ici 2026, 60 pour cent de la consommation d'énergie dans le monde devrait provenir de sources renouvelables. Les installations photovoltaïques constituent à cet égard un élément central des mesures de durabilité.

À propos de Purem by Eberspächer

En tant que l'un des principaux fournisseurs de systèmes au monde, Purem by Eberspächer produit des systèmes de purification des gaz d'échappement et des systèmes acoustiques pour les voitures particulières, les véhicules utilitaires et le secteur non routier. Ses produits innovants améliorent la qualité de l'air dans le monde entier et réduisent durablement les émissions sonores. Sur la base des compétences clés existantes, Purem by Eberspächer développe des systèmes de post-traitement des gaz d'échappement des moteurs à hydrogène et des composants Balance of Plant pour les systèmes de piles à combustible. 

À propos du groupe Eberspächer

Le groupe Eberspächer compte parmi les principaux développeurs et fournisseurs de systèmes de l'industrie automobile. L'entreprise familiale, dont le siège se trouve à Esslingen am Neckar, est synonyme de solutions innovantes dans les domaines de la technologie des gaz d'échappement, de la gestion thermique et de l'électronique automobile pour différents types de véhicules.

Dans le domaine des propulsions classiques et de l'e-mobilité, les composants et systèmes Eberspächer assurent un meilleur confort, une plus grande sécurité et un environnement plus propre. En ce qui concerne l'utilisation de l'hydrogène comme source d'énergie, Eberspächer ouvre la voie aux technologies futures.

Der Beitrag Mehr Nachhaltigkeit mit 1,9 MWp: Purem by Eberspächer nutzt Solarstrom erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Les éléments clés du Clean Industrial Deal de l'UE

Le Clean Industrial Deal de l'UE adopte plusieurs approches clés afin de garantir une industrie européenne durable et compétitive. Il s'agit notamment de réduire les coûts énergétiques grâce à des règles de concurrence simplifiées et à des allègements fiscaux. La Commission européenne souhaite encourager les investissements dans les technologies propres avec un volume de financement de 100 milliards d'euros provenant du système européen d'échange de quotas d'émission et d'une extension de l'initiative phare de recherche et développement Horizon Europe. supplémentaires 50 milliards d'euros doit mobiliser l'augmentation du programme InvestEU pour les projets innovants.

Un élément important du deal est le Réduction des obstacles bureaucratiques. Des procédures d'autorisation simplifiées et une réforme des marchés publics doivent permettre aux entreprises de réaliser plus rapidement des investissements durables. Parallèlement, l'UE mise de plus en plus sur Efficacité des ressources et recyclageavec pour objectif, d'ici 2030 25 % des matières premières stratégiques à partir de processus de recyclage. Le nouveau EU Critical Raw Material Centre doit aider à centraliser la demande de matières premières des entreprises européennes, à s'approvisionner efficacement sur le marché mondial et à garantir des conditions de marché équitables.

Le plan comprend également des mesures de politique commerciale fortesdont la simplification et l'extension du système d'information sur la santé. Mécanisme d'ajustement de la frontière carbone (CBAM)Les entreprises doivent donc s'efforcer d'obtenir une concurrence loyale à l'échelle mondiale. Parallèlement, de nouveaux accords commerciaux sont recherchés avec des partenaires internationaux afin de stabiliser les chaînes d'approvisionnement.

L'accent est également mis sur les aspects sociaux et les emplois. Le Clean Industrial Deal prévoit des programmes de formation continue pour les travailleurs et encourage la formation continue par le biais d'initiatives éducatives telles que Erasmus + la qualification de la main-d'œuvre dans des secteurs clés. La Commission européenne espère que ces mesures permettront de 500.000 nouveaux emplois naissent.

Calendrier du Clean Industrial Deal de l'UE

Pour atteindre ces objectifs ambitieux, la Commission européenne a établi une feuille de route structurée qui prévoit une mise en œuvre progressive des mesures.

Au premier trimestre 2025, l'UE lance déjà des initiatives législatives décisives. Il s'agit notamment d'un Plan d'action pour une énergie abordablequi Extension du règlement sur le stockage du gaz ainsi qu'un projet de loi sur la production d'hydrogène à faible teneur en carbone, qui offre une sécurité juridique aux électrolyseurs. De plus, l'UE va première liste de projets stratégiques pour les matières premières critiques et commencer à simplifier le CBAM. La commission pour la qualification de personnel qualifié supplémentaire devrait également commencer ses travaux au T1.

Au printemps et à l'été 2025 suivra l'introduction Encadrement des aides d'État pour le Clean Industrial Deal, une Recommandation sur les tarifs de réseau des États membres et l'adoption du plan de travail sur l'écoconception. Une vente aux enchères pilote du Fonds d'innovation ainsi qu'une révision des modifications du CBAM sont prévues pour l'automne.

D'ici fin 2025, l'UE prépare une loi visant à accélérer la la décarbonisation industrielle qui simplifie les autorisations pour l'utilisation industrielle de l'énergie et crée un système d'échange de quotas d'émission. Label pour les produits à faible émission de carbone. Parallèlement, de nouvelles directives seront publiées pour Horizon Europe et la coopération transméditerranéenne dans le domaine des technologies propres sera renforcée.

En 2026, d'autres étapes seront franchies, notamment le lancement de la Banque européenne pour la décarbonisation industrielle, l'introduction de nouvelles propositions législatives visant à étendre le CBAM et la révision des directives sur les marchés publics. L'Union européenne va également mettre en place le Centre de l'UE pour les matières premières critiques et établir de nouvelles normes avec une loi sur l'économie circulaire. Une initiative de TVA écologique encouragera en outre les modèles économiques durables.

Objectifs ambitieux du Clean Industrial Deal de l'UE

Le Clean Industrial Deal de l'UE poursuit des objectifs ambitieux. Des investissements stratégiques, une réduction de la bureaucratie et de nouvelles incitations du marché doivent permettre à l'industrie européenne d'être compétitive et tournée vers l'avenir. En encourageant l'industrie des technologies propres, le développement des énergies renouvelables et une électrification accrue, la Commission européenne mise sur des prix de l'énergie plus avantageux, une production durable et la création de marchés européens pilotes pour les technologies vertes. En outre, les matières premières doivent être récupérées grâce au recyclage et les spécialistes correspondants doivent être formés. Il reste à voir si les entreprises européennes réussiront ainsi leur transformation verte et cela dépendra en grande partie de la mise en œuvre des mesures ainsi que de la compétitivité internationale.

Der Beitrag EU Clean Industrial Deal für wettbewerbsfähige & klimaneutrale Industrie erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Contexte de la loi sur les pics solaires pour les installations PV 2025

Le contexte de la loi sur les pics solaires est la volatilité croissante de la production d'électricité grâce au développement massif des énergies renouvelables, notamment du photovoltaïque. Ces dernières années, des quantités élevées d'électricité injectées dans le réseau par des installations solaires ont conduit à ce que, à certaines heures, la production d'électricité soit supérieure à la consommation réelle. Ces Surcapacités entraînent parfois, à la bourse de l'électricité, des des prix négatifs de l'électricitéLa plupart des installations photovoltaïques ne peuvent toujours pas être contrôlées à distance.

Cette évolution ne pèse pas seulement sur le réseau électrique, mais entraîne également une augmentation de la consommation d'énergie. charge financière par le système de soutien de la loi sur les énergies renouvelables. Pour remédier à ces problèmes, l'injection doit désormais être pilotée de manière plus conforme au marché. Les exploitants d'installations solaires qui ne disposent pas d'une commande intelligente de leurs producteurs, consommateurs ou accumulateurs de grande capacité devront à l'avenir s'attendre à des restrictions de l'alimentation du réseau ou remplir des conditions supplémentaires concernant la pilotabilité de leurs installations.

Points clés de la loi sur les pics solaires pour les installations PV 2025

La loi sur les pics solaires apporte des changements importants pour les exploitants d'installations photovoltaïques à partir de 2025. L'objectif est d'optimiser l'intégration de l'électricité solaire dans le réseau, d'améliorer les incitations du marché et de garantir la stabilité du réseau. Aperçu des principales dispositions :

 - Pas de rétribution du courant injecté en cas de prix de l'électricité négatifs

Les exploitants de nouvelles installations photovoltaïques de 7 kWp et plus, raccordées au réseau public après l'entrée en vigueur de la loi, ne recevront plus de rémunération EEG pendant les heures où les prix de l'électricité sont négatifs. Cette mesure vise à réduire les distorsions du marché et à encourager l'autoconsommation.

 - Mécanisme de compensation pour les rémunérations perdues

Les heures supprimées sont rattachées à la subvention EEG régulière de 20 ans. Ainsi, la période de rémunération totale de l'EEG est prolongée des heures où les prix de l'électricité en bourse sont négatifs. Cette mesure vise à garantir la rentabilité des installations à long terme.

 - Limitation de l'alimentation à 60 % sans récepteur centralisé radio

Les installations de plus de 100 kWp ne peuvent injecter que 60 % de leur puissance nominale dans le réseau public jusqu'à l'installation d'un récepteur de télécommande centralisée radio ou d'un compteur intelligent et ne reçoivent aucune compensation. Les installations PV existantes peuvent passer volontairement au nouveau régime et bénéficier d'une augmentation de 0,6 cent/kWh du prix de rachat.

 - Obligation de piloter et d'intégrer les compteurs intelligents

Les nouvelles installations PV à partir de 100 kWp doivent être équipées de systèmes de mesure intelligents. Cela permet aux gestionnaires de réseau d'intervenir à des moments critiques et de garantir ainsi la stabilité du réseau.

 - Commercialisation directe facilitée pour les installations PV de moins de 100 kWp

Les petites installations photovoltaïques peuvent plus facilement passer à la commercialisation directe et vendre plus facilement leur électricité à la bourse, sans qu'il y ait d'obligation. Ce n'est qu'à partir de 100 kWp que l'obligation de commercialisation directe s'applique.

 - TÜV" technique pour les grandes installations PV

Un mécanisme de contrôle technique obligatoire est introduit pour les installations de 100 kWp et plus. Les gestionnaires de réseau obtiennent en outre le droit de procéder à des déconnexions tests afin de garantir la pilotabilité des installations.

 - Une gestion plus flexible des batteries de stockage de grande capacité

Une mesure précise des quantités d'électricité basée sur 950 heures de pleine charge par an, converties en quarts d'heure et multipliées par un facteur de 0,5, doit permettre de créer une nouvelle option de délimitation. Les doubles prélèvements pour les quantités d'électricité stockées en retour devraient ainsi être évités à partir de 2026.

 - Focus sur l'autoconsommation et la mise en réseau intelligente

Les exploitants qui utilisent eux-mêmes leur électricité solaire de manière ciblée, la stockent ou l'injectent de manière flexible seront les plus avantagés à l'avenir.

Dans l'ensemble, les analyses montrent que sans stockage ou gestion intelligente de l'énergie, les exploitants doivent s'attendre à une perte moyenne de 20 % de leur tarif de rachat. Or, des investissements dans des solutions de stockage ou des tarifs d'électricité dynamiques pourraient réduire considérablement ces pertes.

Critique & défis

La loi sur les pics solaires apporte défis économiques avec des conséquences négatives. Les opérateurs doivent s'attendre à ce que les sources de revenus classiques diminuent à partir de 2025. Sans mesures supplémentaires telles que Accumulateur de grande capacité ou un système flexible de gestion de la charge ou de l'énergie (EMS) comme le CUBE EfficiencyUnit risquent de subir des pertes financières. Mais en même temps, les nouvelles réglementations offrent aussi des opportunités : ceux qui investissent à temps dans des solutions innovantes de stockage ou d'autoconsommation pourraient en profiter à long terme.

Le nouveau mécanisme de compensation par simple prolongation de la période de rémunération de l'EEG peut être utilisé pour Financement de certains grands projets photovoltaïques. Problèmes de l'énergie solaire. Bien que l'optimisation de l'autoconsommation soit globalement au centre des préoccupations, il manque un soutien ciblé pour le stockage par batterie. Celles-ci sont pourtant essentielles pour pouvoir stocker l'électricité excédentaire. utiliser de manière flexible et de soulager le réseau. En l'absence de mesures d'incitation appropriées, de nombreux exploitants pourraient être confrontés à des obstacles financiers qui entraveraient un investissement durable dans les technologies de stockage.

Un autre sujet de controverse est celui de l'élargissement de l'accès aux soins. Contrôlabilité d'installations énergétiques par les gestionnaires de réseau ainsi que déploiement obligatoire de compteurs intelligents avec les adaptations administratives que cela implique. Alors que cette possibilité d'intervention doit contribuer à la stabilisation du réseau, elle est également considérée comme une restriction potentielle des droits de propriété. Dans la pratique, il reste à voir à quelle fréquence et dans quelle mesure les gestionnaires de réseau feront effectivement usage de cette mesure.

Malgré les critiques existantes, la loi sur les pics solaires présente à la fois des risques et de nouvelles opportunités. La flexibilité avec laquelle les exploitants, les gestionnaires de réseau et le législateur réagiront aux défis à venir sera déterminante.

Chances & perspectives de la loi sur les pics solaires pour les installations PV 2025

La nécessité de garantir la stabilité du réseau, de renforcer les mécanismes de marché et de rendre l'autoconsommation plus attrayante s'accompagne de défis considérables. Les restrictions du tarif de rachat en cas de prix de l'électricité négatifs ainsi que la procédure de compensation pourraient notamment influencer la rentabilité de nombreuses installations PV en projet à partir de 2025. Parallèlement, la loi sur les pics solaires ouvre de nouvelles opportunités : les exploitants qui investissent à temps dans des technologies de stockage et de contrôle intelligentes peuvent s'assurer des avantages économiques à long terme. C'est la pratique et l'aménagement ultérieur qui montreront si elle permet d'intégrer plus efficacement la production d'électricité renouvelable dans le réseau.

Der Beitrag Solarspitzen-Gesetz: Neue Regelungen für PV-Anlagen 2025 erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Augmentation du rayonnement global ⌀ de 3,5 kWh/m² par an

Depuis le début des mesures systématiques en 1983, le rayonnement global en Allemagne a augmenté en moyenne de 3,5 kWh/m² par an ont augmenté. Alors que dans les années 1980, des valeurs de l'ordre de 1 005 kWh/m² étaient courantes, les chiffres se situent aujourd'hui constamment au-dessus de 1 100 kWh/m² et fluctuent davantage. Globalement, cette croissance est en corrélation avec l'augmentation des températures et la modification des conditions atmosphériques, qui sont associées au changement climatique.

Répartition spatiale et saisonnière du rayonnement global

Comme les années précédentes, les valeurs ont fortement varié selon les régions. Le rayonnement global le plus faible a été enregistré en 2024 avec 1.007 kWh/m² (en moyenne) dans les moyennes montagnes et dans le Schleswig-Holstein, tandis que dans le sud de la Bavière, avec 1,246 kWh/m² a enregistré la valeur maximale. Cette répartition correspond au modèle typique avec une intensité de rayonnement croissante du nord-ouest vers le sud-est. Sur une base mensuelle, une saisonnalité typique s'est également manifestée en 2024, avec des valeurs maximales pendant les mois d'été et des valeurs plus faibles en hiver. Il convient de souligner le Août 2024dans laquelle le terme 159,3 kWh/m² (en moyenne) la moyenne pluriannuelle de 140,8 kWh/m² a été dépassée de 13 %. En revanche, les valeurs de février et de décembre ont été inférieures à la moyenne, en raison d'une forte nébulosité et d'un faible ensoleillement.

Comparaison des totaux annuels

Avec un total annuel de 1 113 kWh/m², 2024 occupe la première place du classement. huitième place parmi les années les plus irradiantes depuis le début des mesures. Les valeurs les plus élevées ont été atteintes en 2022 (1.227 kWh/m²), 2018 (1.207 kWh/m²) et 2003 (1.197 kWh/m²). En revanche, les valeurs les plus faibles ont été enregistrées en 1987 (950 kWh/m²) et 1984 (970 kWh/m²).

Conclusion : le rayonnement global 2024 reste à un niveau élevé

L'année de rayonnement 2024 confirme la tendance à long terme d'un rayonnement global croissant en Allemagne. Malgré des valeurs modérées par rapport aux années de pointe, l'intensité moyenne du rayonnement reste nettement supérieure à la moyenne à long terme. L'évolution du rayonnement global est un paramètre essentiel pour la recherche climatique et a un impact direct sur le rendement des installations photovoltaïques. Compte tenu de la tendance persistante à des valeurs de rayonnement plus élevées, on pourrait s'attendre à ce que les valeurs de rayonnement global continuent d'augmenter dans les années à venir.

Der Beitrag Globalstrahlung 2024: Moderate Werte trotz Aufwärtstrend erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Ces dernières années, les tarifs du réseau pour l'industrie et le commerce significativement augmenté. Alors qu'elles s'élevaient encore à environ 28 % des coûts d'électricité en 2023, elles sont passées à 28-31 % en 2024. Pour 2025, on prévoit une nouvelle hausse à environ 38 % attend. Cette évolution est principalement due à l'augmentation des coûts de développement du réseau et menace particulièrement les entreprises allemandes à forte intensité énergétique.

Tarifs du réseau 2025 : différences régionales pour l'industrie et le commerce

Grâce à la nouvelle répartition des coûts de réseau, les redevances d'utilisation du réseau pour l'industrie et le commerce baissent en moyenne de 6,9 %. Toutefois, l'allègement ou la charge supplémentaire effective dépend fortement de la localisation et du profil de consommation de chaque client.

Régions avec des tarifs de réseau en baisse

Les entreprises industrielles et les clients commerciaux dans les Länder où la part des énergies renouvelables est élevée sont les plus grands bénéficiaires de la nouvelle réglementation. Les frais de réseau devraient diminuer en moyenne de :

• Schleswig-Holstein : -29 %
• Mecklembourg-Poméranie occidentale : -29 %
• Brandebourg : -21 %
• Bavière : -16 %
• Thuringe : -15 %
• Saxe et Saxe-Anhalt : -7 %
• Hesse : -4 %
• Basse-Saxe : -4 %
• Bade-Wurtemberg : -1 %

Régions aux tarifs de réseau en hausse

Dans certaines régions d'Allemagne, les entreprises doivent en revanche s'attendre à des frais de réseau plus élevés. Les plus fortes augmentations sont attendues dans les Länder suivants :

• Berlin : +7 %
• Hambourg : +6 %
• Rhénanie-Palatinat : +4 %
• Rhénanie-du-Nord-Westphalie : +2 %
• Sarre et Brême : +1 %

Impacts sur les entreprises et la compétitivité

La réduction des tarifs de réseau dans les régions fortement axées sur les énergies renouvelables pourrait rendre les entreprises locales plus compétitives et inciter à de nouveaux investissements. Les industries particulièrement énergivores du Schleswig-Holstein, du Mecklembourg-Poméranie-Occidentale et du Brandebourg bénéficient de la baisse des tarifs de réseau. D'autre part, les entreprises des zones urbaines denses comme Berlin et Hambourg doivent s'attendre à une augmentation des coûts, ce qui aura un impact négatif sur leur attractivité en tant que lieux d'implantation.

Conclusion : Comment les entreprises devraient agir maintenant

Les entreprises devraient examiner attentivement leurs tarifs de réseau individuels pour 2025 et, si nécessaire, prendre des mesures pour optimiser leur consommation d'électricité. Les entreprises, en particulier celles situées dans des régions où les tarifs de réseau augmentent, devraient réduire leurs coûts énergétiques à long terme grâce à une utilisation plus efficace de leur propre production d'électricité ou à une gestion adaptée de la charge. La nouvelle réglementation offre également une opportunité aux entreprises des régions soulagées d'améliorer leur structure de coûts et de promouvoir les investissements dans des concepts d'énergie durable.

Bulletin d'information sur l'énergie

Restez toujours à jour !

Vos avantages :

✓ Dernières nouvelles sur les énergies renouvelables

✓ Mises à jour sur le droit de l'énergie & les subventions

✓ Expertise sur les thèmes du PV et de la durabilité

S'inscrire maintenant

Der Beitrag Netzentgelte 2025 für Industrie & Gewerbe erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Composition des prix de l'électricité industrielle européenne

Les prix de l'électricité industrielle sont déterminés par différents facteurs. La plus grande part revient généralement aux prix de gros sur les Marchés spotqui sont déterminants pour la conclusion de contrats avec les fournisseurs d'énergie. A cela s'ajoutent Rémunération du réseau, Impôts et Répartitions.

Les entreprises qui consomment beaucoup d'énergie bénéficient souvent d'allègements spéciaux tels que Subventions, Avantages fiscaux ou des tarifs de réseau réduitsComme par exemple en Allemagne, le "Courant de bande-privilège" ou la "utilisation atypique du réseau" en vertu de l'article 19, paragraphe 2, de la StromNEV. En outre, de nombreux gros consommateurs reçoivent encore des certificats CO₂ gratuits dans le cadre du système européen d'échange de quotas d'émission et ont accès à des contrats spéciaux négociés individuellement, souvent non connus du public.

Aperçu des prix de l'électricité industrielle en Europe en 2024

En 2024, le prix moyen de l'électricité industrielle européenne était de 18,7 cents/kWh pour l'industrie avec une consommation annuelle comprise entre 20 MWh et 500 MWh. Les frais de réseau sont inclus dans ce calcul. La TVA et les autres taxes ne sont pas prises en compte.

Selon ce rapport, les entreprises ont payé les prix les plus élevés en Irlande (25,6 cents/kWh), suivie par Chypre (24,5 cents). Les prix les plus bas ont été enregistrés en Finlande (9,3 cents), en Suède (9,4 cents) et au Danemark (9,8 cents). Allemagne se situait à 23,3 cents/kWh environ 25 % au-dessus de la moyenne de l'UE, les clients industriels ayant une consommation plus faible (< 20 MWh) en moyenne tension n'étant que 16,99 cents/kWh en moyenne. Les entreprises polonaises ont payé 20,8 cents, soit 11 % de moins que la moyenne, tandis que les entreprises françaises ont payé 17,1 cents, soit presque 27 % de moins.

Les défis de la comparaison des prix de l'électricité industrielle en Europe

La comparabilité des prix de l'électricité industrielle est rendue difficile par plusieurs facteurs :

• Structures de coûts hétérogènes : La composition des prix de l'électricité varie considérablement d'un pays à l'autre. Par exemple, bien que les coûts d'approvisionnement et de distribution soient élevés aux Pays-Bas, le prix total y reste inférieur à celui de l'Allemagne.
• Différences réglementaires : Les pays ayant une part élevée d'énergies renouvelables ont souvent des coûts de production plus faibles que ceux qui dépendent fortement des combustibles fossiles. De plus, les programmes de soutien nationaux, les taxes sur l'électricité et la TVA ont des effets différents.
• les différences de change et de marché : Les taux de change fluctuants, les conditions de marché différentes et les situations géopolitiques influencent les coûts et rendent les comparaisons directes difficiles.

Développement et perspectives

Les prix de l'électricité industrielle en Europe ont évolué différemment en 2024, avec une tendance générale à la baisse. Stabilisation et réduction partielle a été observée. En Allemagne, le prix de l'électricité industrielle a baissé d'environ 11 % par rapport à 2023. Certains pays ont connu une baisse significative des prix de l'électricité, comme la Roumanie (-55 %), les Pays-Bas (-43 %), la Belgique (-23 %) et la Lituanie (-18 %). D'autres pays ont toutefois enregistré des hausses de prix, notamment l'Irlande (+51 %), l'Espagne (+34 %) et la France (+20 %). Ces évolutions reflètent différences régionales dans la production et l'achat d'électricité.

Les coûts d'approvisionnement sont une composante essentielle des prix de l'électricité industrielle. Les entreprises peuvent influencer leurs coûts grâce à des concepts d'approvisionnement stratégiques. L'approvisionnement à prix fixe offre Stabilitétandis que l'approvisionnement sur le marché spot Flexibilité et permet de réaliser des économies potentielles. La production propre d'électricité grâce à l'utilisation d'énergies renouvelables et d'approches innovantes réduit toujours les coûts et permet des prix stables à long terme.

Une détente des prix de l'électricité industrielle en Europe en 2024

Les prix de l'électricité industrielle en Europe se sont partiellement détendus en 2024, mais de grandes différences subsistent entre les pays. L'Allemagne continue de glisser vers le haut du classement en raison de taxes et de prélèvements élevés, comme le montre notre article de fin 2023 "Prix de l'électricité industrielle en comparaison européenne" montre. Globalement, un prix de l'électricité industrielle stable et abordable reste essentiel pour garantir la compétitivité de l'économie allemande et européenne à long terme. Les entreprises peuvent réduire leurs coûts tout en contribuant à la décarbonisation grâce à un approvisionnement stratégique et à une utilisation accrue des énergies renouvelables.

Bulletin d'information sur l'énergie

Restez toujours à jour !

Vos avantages :

✓ Dernières nouvelles sur les énergies renouvelables

✓ Mises à jour sur le droit de l'énergie & les subventions

✓ Expertise sur les thèmes du PV et de la durabilité

S'inscrire maintenant

Der Beitrag Europas Industriestrompreise 2024 erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Objectif & avantages de ZEREZ

Seit dem 1. Februar 2025 ist die Nutzung von ZEREZ légalement obligatoire. L'objectif est de renforcer la sécurité et la fiabilité de l'approvisionnement en énergie en rendant les procédures de raccordement au réseau plus efficaces et plus transparentes. Cela concerne notamment aussi toutes les unités et tous les composants selon les règles techniques de raccordement de la VDE (VDE-AR-N 4105, 4110 et 4120) pour l'ensemble Certificat d'investissement. Aperçu des principaux avantages :

• Les fabricants peuvent sécuriser leurs certificats et publier de manière centralisée.
• Les organismes de certification peuvent modifications simples et les Devoir de surveillance de l'environnement.
• Opérateur de réseau reçoivent rapidement et un accès facile sur tous les éléments nécessaires Données du certificat.

Les entrées du registre facilitent le processus de raccordement au réseauToutes les informations pertinentes, telles que les valeurs de puissance et les paramètres, sont fournies via l'identifiant ZEREZ unique. Les planificateurs et les exploitants d'installations énergétiques décentralisées économisent ainsi du temps et des efforts.

Bases légales & utilisation

La base légale de ZEREZ se trouve dans le § 49d de la loi sur l'énergie (Loi sur l'énergie) ainsi que le décret relatif à la preuve des propriétés électrotechniques (NELEV) verankert. Bereits seit einigen Monaten können Hersteller und Zertifizierungsstellen ihre Zertifikate freiwillig einpflegen. Seit Februar 2025 ist der Registereintrag obligatorisch. Der Anschluss von Anlagen ohne gültiges Zertifikat an das öffentliche Stromnetz ist dann nicht mehr möglich.

Fonctionnement du registre des certificats

ZEREZ répertorie tous les certificats qui attestent des caractéristiques électriques des unités de production et des composants. Seuls les organismes de certification accrédités délivrent ces preuves. Les principales fonctions comprennent

• Identification univoque par le ZEREZ-ID : chaque certificat reçoit un numéro d'enregistrement.
• Accès pour les personnes autorisées: les gestionnaires de réseau peuvent consulter les certificats nécessaires pour le contrôle du raccordement au réseau.
• Sécurité des données et efficacitéLa plateforme numérique remplace la transmission postale des documents et permet un double contrôle entre les fabricants et les organismes de certification.

Verpflichtend seit Februar 2025

Seit Februar 2025 dürfen zertifizierungspflichtige Anlagen und Einheiten nur mit einem im ZEREZ hinterlegten Zertifikat ans Stromnetz angeschlossen werden. Dies betrifft insbesondere:

• Installations photovoltaïques (onduleurs et composants supplémentaires)
• Systèmes de stockage par batterie ou Stockage sur batterie
• Centrales de cogénération et autres unités de production d'électricité

Les opérateurs de réseau vérifieront l'intégralité des certificats à l'aide du ZEREZ-ID avant de procéder à une mise en service.

ZEREZ erweitert um Zertifikate für netzbildende Eigenschaften

Mit der Weiterentwicklung des Réserve de temps-Marktes wurde auch der Funktionsumfang von ZEREZ erweitert. Seit Juni 2026 können Hersteller und Zertifizierungsstellen im Register zusätzlich Einheiten- und Komponentenzertifikate mit netzbildenden Eigenschaften hinterlegen und verwalten.

Die Erweiterung betrifft Zertifikate, die den Anforderungen des VDE FNN-Hinweises „Technische Anforderungen an netzbildende Eigenschaften inklusive der Bereitstellung von Momentanreserve“ entsprechen. Damit reagiert ZEREZ auf die steigenden Anforderungen an die Systemstabilität und die zunehmende Bedeutung netzbildender Technologien im deutschen Stromsystem.

Die neue Funktion steht für Anlagen in der Mittel-, Hoch- und Höchstspannung gemäß den technischen Anschlussregeln VDE-AR-N 4110, 4120 und 4130 zur Verfügung. Insbesondere Betreiber von Batteriespeichern und anderen leistungselektronischen Erzeugungsanlagen profitieren von einer standardisierten und transparenten Dokumentation ihrer netzbildenden Eigenschaften.

Wie bei allen anderen Zertifikaten bleiben die hinterlegten Daten über die digitale Schnittstelle von ZEREZ abrufbar. Netzbetreiber, Zertifizierungsstellen und weitere Marktakteure können die Informationen automatisiert nutzen, wodurch sowohl Zertifizierungs- als auch Netzanschlussprozesse weiter vereinfacht werden.

ZEREZ en tant que solution numérique

Mit ZEREZ hat die Energiewirtschaft eine zentrale und digitale Lösung erhalten, die sowohl die Netzanschlussverfahren vereinfacht als auch die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromnetzes verbessert. CUBE CONCEPTS begrüßt das längst überfällige online Zertifikate-Register. Die freiwillige Nutzung in der Übergangszeit endete im Februar 2025 und gab allen Beteiligten Zeit, sich auf die neuen Prozesse vorzubereiten.

Der Beitrag Zertifikate-Register ZEREZ gilt seit Februar 2025 erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

La construction de nouvelles centrales photovoltaïques est toujours d'actualité en 2024

Deux tiers des nouveaux systèmes photovoltaïques installés ont été sur les toits des maisons ou à Façades a été érigée, un tiers sur les espaces libres. La Bavière est en tête du classement des Länder avec une augmentation de 4,0 GW, tandis que la plus grande installation individuelle a été raccordée au réseau en Saxe avec une puissance de 162 MW. L'Agence fédérale des réseaux a enregistré 435 000 centrales de balcon avec une puissance totale de 400 MW, ce qui correspond à une part de 2,6 % de la construction photovoltaïque. Cela représente un doublement par rapport à l'année précédente. Toutefois, le nombre réel d'installations de balcons est probablement plus élevé, car beaucoup n'ont pas été déclarées. Bien que le Construction de PV en Allemagne n'a pas doublé comme en 2023, il se rapproche de plus en plus de l'objectif de développement annuel. En effet, à partir de 2025, 22 GW doivent être installés chaque année pour atteindre en 2030 une puissance photovoltaïque d'environ 215 gigawatts en Allemagne.

Le stockage sur batterie est de plus en plus populaire parmi les nouvelles installations PV

La combinaison avec un Stockage sur batterie joue un rôle de plus en plus important dans le développement de l'énergie photovoltaïque. La puissance brute moyenne de ces accumulateurs a légèrement augmenté. La capacité de stockage installée des grands systèmes de stockage a augmenté de 1,4 GWh en 2023 à 2,6 GWh A cela s'ajoutent les capacités de stockage d'énergie photovoltaïque à domicile et les capacités de stockage de batteries commerciales. Selon une analyse, 1,51 million d'accumulateurs domestiques étaient installés au cours du seul premier semestre 2024, pour une capacité totale d'environ 13 GWh de la batterie. La capacité de stockage de la batterie commerciale d'environ 1,1 GWh. La capacité de stockage installée s'élève donc à 2024 à près de 16 GWh. D'autres grands réservoirs sont déjà prévus pour 2025.

Contribution des énergies renouvelables à la production d'électricité en 2024

En 2024, les énergies renouvelables ont pris un rôle clé dans la production d'électricité : 62,7 % de la production nette d'électricité provenaient de sources renouvelables, avec 275,2 TWh d'énergie produite. La part de l'énergie solaire dans la production d'électricité a augmenté de 18 % et représentait 14 % de la production totale. La baisse de la production d'électricité à partir du charbon et la disparition de l'énergie nucléaire ont été entièrement compensées par les énergies renouvelables.

Procédures accélérées pour l'éolien et forte croissance du PV

Le développement des énergies renouvelables a bénéficié d'une accélération des procédures d'autorisation, ce que le ministre fédéral de l'Économie Robert Habeck a souligné comme un facteur de réussite essentiel. Outre la poursuite de la forte augmentation de la production photovoltaïque, l'énergie éolienne a également montré un potentiel, puisque des autorisations ont été accordées en 2024 pour des installations d'une capacité de 15 GW, ce qui laisse présager une nouvelle expansion dans les années à venir. Le boom du photovoltaïque donne en outre des impulsions importantes pour la transition énergétique et la décarbonisation à long terme du secteur de l'énergie.

Der Beitrag PV-Zubau in 2024 erneut gestiegen erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

La valeur SAIDI comme indice de la sécurité d'approvisionnement

La valeur SAIDI indique le nombre de minutes pendant lesquelles un consommateur d'électricité moyen reste sans électricité pendant une année. Mesuré en minutes par an, l'indice fournit un indicateur important pour la sécurité d'approvisionnement du réseau électrique allemand. Sur la base du § 52 de la loi allemande sur l'énergie (EnWG), les gestionnaires de réseau communiquent chaque année leurs données sur la qualité de l'approvisionnement, que l'Agence fédérale des réseaux agrège ensuite. Avec 12,8 minutes, la valeur cumulée est légèrement supérieure aux 12,2 minutes de 2022 (10 moyenne tension + 2,2 basse tension) mais reste en comparaison internationale toujours très faible. Cela souligne la grande sécurité d'approvisionnement, bien que la part des énergies renouvelables dans le mix électrique allemand ait déjà dépassé 50 % en 2023.

L'Allemagne dans le peloton de tête des comparaisons internationales

L'Allemagne fait donc toujours partie des leaders européens en matière de sécurité d'approvisionnement. Avec des interruptions de courant annuelles de 12,8 minutes, le réseau électrique allemand est extrêmement stable par rapport à des pays comme les États-Unis (78 minutes), l'Australie (60 minutes) ou le Canada (55 minutes). En Europe, seuls quelques pays comme la Suisse et Finlande des temps de panne similaires ou inférieurs. Cette faible durée moyenne de panne témoigne des normes élevées du réseau électrique allemand. Un aperçu des différents indices SAIDI spécifiques aux pays de 2022 est disponible dans le rapport "SAIDI : le réseau électrique allemand toujours stable“.

Mesure de la sécurité d'approvisionnement au moyen de la valeur SAIDI

L'Agence fédérale des réseaux enregistre chaque année toutes les interruptions d'approvisionnement qui plus de trois minutes et les attribue à différentes causes. Seulement les interruptions imprévuesLes perturbations dues à des influences atmosphériques, à des tiers ou à des perturbations du gestionnaire de réseau sont prises en compte dans la valeur SAIDI-EnWG. Cette différenciation claire garantit une mesure et une évaluation ciblées de la sécurité d'approvisionnement. Les gestionnaires de réseau sont légalement tenus de communiquer ces données conformément au § 52 de la loi allemande sur l'énergie, ce qui garantit un calcul cohérent et fiable de l'indice SAIDI.

Stabilité malgré les exigences croissantes de la transition énergétique

La transition énergétique pose de nouveaux défis au réseau électrique allemand, mais la sécurité d'approvisionnement reste élevée malgré la charge croissante du réseau. Grâce à la possibilité de une augmentation temporaire de la charge de travail du réseau électrique conformément au § 49b de la loi allemande sur l'énergieLe régime d'aide à l'approvisionnement en électricité, introduit en réponse aux exigences accrues, permet de maintenir la stabilité du réseau malgré la volatilité des énergies renouvelables telles que l'énergie éolienne et solaire. Ce régime a été prolongé en 2023 dans le cadre du paquet solaire et soutient la transition énergétique sans apparemment menacer la sécurité d'approvisionnement. Une étude réalisée en septembre 2024 par le Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) et le Fraunhofer IEE recommande donc de Points de connexion au réseau pour le raccordement des énergies renouvelables et d'utiliser plus efficacement l'infrastructure existante.

Perspectives d'avenir : Sécurité de l'approvisionnement et stabilité des réseaux électriques

Le nombre de perturbations enregistrées sur le réseau électrique a légèrement augmenté en 2023 pour atteindre près de 160.000 cas, soit une augmentation d'un bon millier de cas par rapport à 2022. Afin de garantir à long terme une sécurité d'approvisionnement élevée, des solutions de réseau intelligentes et des technologies avancées de stockage et d'hydrogène seront développées à l'avenir. Ces technologies, ainsi que le développement accéléré du réseau, seront décisifs pour maintenir la sécurité d'approvisionnement dans un réseau électrique où les sources d'énergie décentralisées et renouvelables sont de plus en plus nombreuses.

Les données de l'Agence fédérale des réseaux confirment à nouveau que l'Allemagne - malgré le passage à un approvisionnement énergétique respectueux du climat - offre un niveau exceptionnellement élevé de sécurité d'approvisionnement. Cela envoie un signal positif aux consommateurs privés et aux entreprises et souligne l'importance du réseau électrique allemand, l'une des infrastructures les plus fiables au monde.

Der Beitrag SAIDI-Wert 2023: Hohe Versorgungssicherheit in Deutschland erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

La subvention vise à permettre une intégration efficace des sources d'énergie renouvelables dans le réseau électrique. La subvention non remboursable contribue à réduire les coûts d'achat et d'installation de systèmes de stockage d'énergie et encourage ainsi l'utilisation d'énergie verte.

Objet du programme de soutien au stockage par batterie

Les investissements dans des systèmes électrochimiques stationnaires sont encouragés. Accumulateur de grande capacité avec une capacité de stockage à partir de 30 kWhqui sont au moins 75 % Électricité issue de sources renouvelables stocker des données. Cela comprend aussi bien les systèmes de stockage eux-mêmes que le matériel nécessaire. Système de gestion de la batterie ainsi que le Onduleur à mémoire. Aussi Prestations de planificationLes frais de voyage et de séjour, qui peuvent représenter jusqu'à 20 % des dépenses totales, sont subventionnés.

Jusqu'à 50 % de subvention possible

Le programme de soutien au stockage par batterie en Saxe-Anhalt prévoit un taux de soutien échelonné en fonction de la taille de l'entreprise. Petites entreprises reçoivent une subvention de 50 % des coûts éligiblesLes grandes entreprises et les personnes morales de droit public bénéficient d'une aide de 30 %.

Critères de sélection du programme de soutien au stockage par batterie

En général, les entreprises privées et publiques ainsi que d'autres personnes morales, telles que les municipalités, peuvent présenter des demandes de subvention. Les projets soutenus sont sélectionnés sur la base de plusieurs critères, l'accent étant principalement mis sur la contribution à l Réduction des émissions de CO₂ est de qualité. Les autres critères de sélection sont Efficacité de la promotionqui Taille de l'entreprise ainsi que la référence à les énergies renouvelables et des aspects de la Durabilité et de la protection de l'environnement. Il s'agit ainsi de privilégier les projets qui contribuent de manière particulièrement efficace à la réalisation des objectifs climatiques.

11 millions d'euros sont disponibles pour le programme de soutien au stockage par batterie

Le montant total du programme de soutien au stockage par batterie s'élève à 11 millions d'eurosLes demandes peuvent être déposées jusqu'au 29 novembre 2024. Les entreprises et les communes intéressées doivent donc se dépêcher de déposer leur demande. Il est particulièrement important de respecter scrupuleusement les conditions d'éligibilité. Il s'agit notamment des exigences minimales en matière de capacité de stockage et de la part d'électricité stockée provenant de sources renouvelables.

Soumettez maintenant votre demande de subvention pour le stockage de batterie

Les entreprises et les municipalités de Saxe-Anhalt devraient agir rapidement dès maintenant et ne pas laisser passer les opportunités offertes par le programme de soutien "Sachsen-Anhalt STROMSPEICHER". La mise à disposition d'une aide allant jusqu'à 50 % pour les investissements dans les technologies de stockage offre une possibilité attrayante d'augmenter sa propre efficacité énergétique tout en apportant une contribution significative à la protection du climat. Le retour sur investissement des batteries de stockage, déjà court, est ainsi réduit de moitié.

Der Beitrag Sachsen-Anhalt: Batteriespeicher-Förderprogramm erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

La commercialisation de la puissance de réglage primaire (PRL) - également appelée réserve de réglage primaire - a traditionnellement été l'option la plus lucrative pour le stockage par batterie. Leur tâche principale est de fournir des fluctuations à court terme dans le réseau électrique et de maintenir la fréquence du réseau électrique à une valeur stable (50 Hertz en Europe). Mais la commercialisation de la puissance de réglage secondaire (SRL), qui assure normalement la stabilisation des réseaux électriques dans un délai de 30 secondes à 5 minutes après un écart de fréquence, attire également de plus en plus l'attention des exploitants industriels de batteries.

Augmentation des revenus du stockage des batteries sur le marché de l'électricité et sur les marchés d'équilibrage

En l'an 2021 les exploitants de systèmes de stockage d'une puissance de 1 MW et d'une profondeur de stockage de 1 MWh ont pu réaliser environ 136 000 euros sur le marché des PRL. Ce chiffre a augmenté en 2022 à environ 180 000 euros et jusqu'à l'automne 2024, les exploitants d'un système de stockage de deux heures pouvaient même, en l'espace de douze mois, grâce à une optimisation quotidienne et transversale au marché, obtenir environ 195 000 euros par mégawatt. Tous ces chiffres indiquent une croissance forte demande et marchés volatils vers.

En comparaison, une commercialisation exclusive dans le cadre de la puissance de réglage primaire ou de la puissance de réglage secondaire n'aurait eu qu'environ 125 000 euros par mégawatt. Dans le commerce de l'électricité, il y a eu pendant la même période environ 145 000 euros par mégawatt. Ces chiffres illustrent la dynamique des revenus générés par la combinaison de différentes stratégies de commercialisation.

Les marchés, les systèmes de batteries et le bon mix sont décisifs

La composition des recettes varie en fonction de la durée de stockage : pour les systèmes de deux heures, les recettes proviennent principalement de la puissance de réglage secondaire et du négoce d'électricité. En revanche, les systèmes d'une heure génèrent des revenus relativement importants. répartition uniforme des recettes entre la puissance de réglage primaire, la puissance de réglage secondaire et le négoce. Ces différences soulignent à quel point Stratégie d'intervention et Capacité de stockage peuvent influencer la rentabilité. 

Le marché primaire de la puissance de réglage (PRL) a connu une croissance stable entre 2021 et 2022. Mais depuis 2023, on constate un rapprochement avec le marché SRL, ce qui relativise le PRL en tant que source de revenus. Fin 2022 et début 2023 en particulier, les revenus du marché spot se sont également rapprochés de ceux du marché PRL, ce qui permet une plus grande flexibilité stratégique dans la commercialisation des capacités de stockage.

Le potentiel de revenus du marché spot a également augmenté en 2022 et 2023. Certains mois, le marché spot a même généré des revenus plus élevés que le marché PRL, ce qui offre aux gestionnaires de stockage des options supplémentaires pour le stockage de l'énergie. Opérations d'arbitrage chez Commerce d'électricité a ouvert. Le marché au comptant a notamment profité de l'augmentation des écarts de prix dans Jour-à-jour– et le marché intraday, ce qui a fait des systèmes de stockage par batterie un complément attrayant au marché classique de la réserve de régulation.

Adaptation au marché & facteurs d'influence sur l'évolution des recettes

L'alignement progressif des revenus potentiels pour le stockage par batterie a permis aux opérateurs de stockage d'obtenir plus de revenus. Flexibilité dans la commercialisation et a ouvert de nouvelles possibilités d'arbitrage dans le négoce intrajournalier. Plusieurs facteurs ont favorisé cette évolution :

• Volatilité croissante: Particulièrement lors de Trading intraday une volatilité accrue a permis des transactions d'arbitrage rentables qui ont pu être efficacement exploitées par les stockistes.
• Prix des combustibles fossilesLa forte fluctuation des prix des combustibles a eu une influence déterminante sur les écarts quotidiens des prix de l'électricité et donc sur le potentiel de revenus du stockage par batterie.
• Une concurrence accrueLe nombre croissant de grandes batteries de stockage en Allemagne a augmenté la pression concurrentielle, en particulier sur le marché PRL. Cette augmentation de la concurrence a entraîné une convergence des prix sur le marché PRL et le marché spot, rendant le négoce d'électricité plus rentable.

Nouvel indice des revenus du stockage par batterie sur le marché allemand

Un nouveau Dansdex permet désormais d'évaluer la rentabilité des systèmes de stockage par batterie sur les marchés énergétiques allemands. Il recense quotidiennement les recettes issues du négoce d'électricité, des PRL et des SRL, et fournit des informations sur l'évolution moyenne des prix au cours de l'année écoulée. Des indices spécifiques sont actuellement disponibles pour les systèmes de stockage d'une et deux heures, ainsi que pour les tendances actuelles du marché. Le calcul se base sur un maximum de deux cycles complets par jour avec un rendement AC/AC de 90 %. Les différentes options de commercialisation sur le marché de l'électricité allemand et les marchés PRL et SRL seront également représentés, tout comme une combinaison de stratégies et l'optimisation quotidienne.

Le nouvel indice des recettes du stockage sur batterie est basé sur l'hypothèse que la stratégie journalière optimale est connue et appliquée à l'avance. Par conséquent, les recettes réelles pourraient être inférieures dans la pratique, car les imprévus et les mouvements à court terme du marché ne sont pas pris en compte. Malgré ce contexte, les experts estiment que les recettes calculées sont tout à fait réalistes.

Conclusion

L'augmentation continue des revenus du stockage de batterie depuis 2020 et l'alignement des revenus sur différents marchés soulignent l'attrait croissant des projets de stockage d'énergie. L'indice des revenus du stockage par batterie offre aux investisseurs et aux développeurs de projets des points de repère importants pour l'évaluation et la planification des projets, en permettant une analyse des revenus potentiels. La méthodologie de l'indice permet en outre des adaptations spécifiques aux projets, ce qui permet de prendre en compte des facteurs tels que le rendement, le nombre de cycles et la dégradation. Cette transparence et cette adaptabilité soutiennent des décisions d'investissement éclairées et contribuent à une évaluation plus précise de la rentabilité et de la viabilité des projets de stockage.

Der Beitrag Entwicklung der Batteriespeichererlöse erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Besoin de financement de la CEE & montant de la déduction pour 2025

Les GRT ont évalué les besoins de financement de l'EEG pour l'année 2025 à 17,03 milliards d'euros est fixé. Ce montant n'inclut pas le solde du compte EEG, qui devrait s'élever à environ 0,5 milliard d'euros au 31 décembre 2024. Le montant total sera utilisé pour promouvoir les énergies renouvelables en Allemagne afin de garantir à long terme un approvisionnement énergétique indépendant et respectueux du climat.

Les subventions de la loi sur les énergies renouvelables soutiennent le développement des énergies renouvelables en permettant aux fournisseurs d'énergie d'investir dans des projets d'énergie renouvelable. des prix de rémunération fixes qui sont facturés via le compte EEG. Les exploitants d'installations telles que l'énergie éolienne ou solaire reçoivent une rémunération fixe par kilowattheure injecté dans le réseau. Les GRT vendent cette électricité à la bourse, les recettes étant généralement inférieures aux rémunérations versées. La différence est compensée par des subventions. A partir de 2025, ces subventions seront financées par le budget fédéral, de sorte que les consommateurs sont indirectement impliqués par l'argent des contribuables.

Le site Montant de la déduction conformément à l'article 53, paragraphe 4, de la loi sur les énergies renouvelables pour les installations ayant bénéficié d'une aide a été fixé pour 2025 à 0,715 ct/kWh a été fixé. Ce taux réduit permet à certains exploitants d'installations qui ne sont déjà plus éligibles à la subvention EEG de consommer à moindre coût l'énergie qu'ils produisent eux-mêmes. Ce régime allège la charge des exploitants qui couvrent leur approvisionnement en électricité de manière autonome et avec des sources d'énergie renouvelables.

Autres prélèvements & taxes des éléments du prix de l'électricité 2025

En plus de l'EEG-Umlage, d'autres prélèvements contribuent au financement et à la stabilisation de l'approvisionnement énergétique :

• Prélèvement KWKGLe prélèvement pour la promotion de la production combinée de chaleur et d'électricité (KWKG) est de 0,277 ct/kWh. La taxe KWKG soutient le développement des installations de cogénération qui produisent à la fois de l'électricité et de la chaleur et qui sont donc particulièrement efficaces. Cette technologie joue un rôle essentiel dans l'efficacité énergétique et la sécurité d'approvisionnement, notamment dans les villes et les agglomérations.
• Contribution au réseau offshoreLa contribution au réseau offshore s'élève en 2025 à 0,816 ct/kWh et couvre les coûts de raccordement des parcs éoliens offshore. Le raccordement des éoliennes en mer du Nord et en mer Baltique est un facteur important pour la réalisation des objectifs climatiques de l'Allemagne. Cela contribue à la stabilité du réseau et à la sécurité de l'approvisionnement grâce à l'injection de grandes quantités d'électricité renouvelable.
• Supplément pour utilisation particulière du réseauLa majoration pour l'utilisation particulière du réseau a été portée à 1,558 ct/kWh a été fixée. Cette taxe concerne les gestionnaires de réseau qui sont particulièrement touchés par un développement disproportionné des énergies renouvelables. Selon une disposition de l'Agence fédérale des réseaux (BNetzA), tous les gestionnaires de réseau devaient déterminer avant le 15 octobre 2024 s'ils étaient concernés par un développement des énergies renouvelables supérieur à la moyenne. Pour ce faire, un indice est utilisé qui met en relation la puissance de production raccordée issue d'énergies renouvelables et la charge de consommation dans la zone de réseau.

Les gestionnaires de réseau dont la charge est supérieure à la moyenne reçoivent une compensation financière. Ces montants d'allègement sont financés par la nouvelle "majoration pour utilisation particulière du réseau" à l'échelle fédérale. Cette majoration sera appliquée pour la première fois en 2025 pour les Nouvelle réglementation concernant la répartition des coûts de réseau sont prélevés. Cette mesure vise à faire participer équitablement tous les consommateurs d'électricité aux coûts d'extension du réseau, qui varient d'une région à l'autre et qui sont dus aux exigences et aux charges particulières de certaines zones de réseau.

Composantes du prix de l'électricité en 2025 : impact sur les consommateurs & l'industrie

L'ensemble de ces prélèvements et taxes conduit à une Augmentation du prix de l'électricitéMais c'est aussi un moyen essentiel de financer la transition énergétique allemande. L'EEG-Umlage et la réduction de la déduction pour les autoproducteurs créent Incitations pour une utilisation accrue des énergies renouvelables et réduisent la dépendance vis-à-vis des sources d'énergie fossiles. La taxe sur la cogénération encourage la production efficace d'électricité et de chaleur, tandis que la taxe sur le réseau offshore et la majoration pour utilisation particulière du réseau soutiennent de manière ciblée le développement de l'infrastructure et la stabilité du réseau.

Stabilité du réseau électrique grâce aux éléments du prix de l'électricité 2025

Les prélèvements et taxes fixés en 2025 reflètent les efforts globaux visant à garantir un approvisionnement énergétique durable et résistant en Allemagne. Le besoin de financement de la loi sur les énergies renouvelables (EEG), qui s'élève à 17,03 milliards d'euros, et les prélèvements complémentaires renforcent le développement des énergies renouvelables et le raccordement au réseau. Ils contribuent de manière décisive à la modernisation de l'infrastructure énergétique, nécessaire à un approvisionnement en électricité durable, fiable et rentable.

Der Beitrag Strompreisbestandteile 2025: Umlagen & Abgaben erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Dans la première étape, la BNetzA a identifié ces derniers mois 178 des quelque 900 gestionnaires de réseaux de distribution concernés par le nouveau mécanisme dit de rotation. Pour ce faire, une prime est prélevée sur la consommation d'électricité de tous les consommateurs en Allemagne et redistribuée selon une nouvelle clé de répartition. La distribution des quelque 2,4 milliards d'euros sera basée sur ce critère à partir de 2025. Les quatre allemands Opérateur de réseau de transport 50Hertz, Amprion, TenneT et TransnetBW chiffrent le Supplément pour utilisation particulière du réseau sur 1,558 ct/kWh. Ce montant, qui incombe aux consommateurs finaux non privilégiés, est réparti aux gestionnaires de réseau de distribution concernés. Il compense les pertes de revenus générées par la réduction des tarifs de réseau dans certaines régions. Il sera donc fixe Élément du prix de l'électricité 2025.

Les suppléments ressemblent à l'ancien supplément § 19 StromNEV, qui sert à répartir les coûts du réseau entre tous les consommateurs d'électricité. Ils sont indiqués sur la facture d'électricité sous forme de montant en centimes/kWh et dépendent de divers facteurs. Il s'agit, par exemple, des revenus perdus des exploitants de réseaux et des consommations d'électricité prévues.

Contexte du nouveau modèle de branche

Au cours des dernières années, le développement des énergies renouvelables, en particulier dans le nord et l'est de l'Allemagne, a entraîné des coûts considérables de développement du réseau dirigé. Des régions comme le Brandebourg, le Schleswig-Holstein, la Saxe-Anhalt et le Mecklembourg-Poméranie occidentale, qui produisent beaucoup d'électricité grâce à l'énergie éolienne et aux installations solaires à grande échelle, ont dû supporter des coûts élevés pour l'expansion et l'adaptation de l'infrastructure du réseau. Ces coûts avaient été supportés en grande partie jusqu'à présent réparti au niveau régional. Cela a conduit les consommateurs et les entreprises dans ces domaines à nettement des frais de réseau plus élevés devaient payer. Le nouveau modèle sectoriel doit désormais veiller à ce que les coûts supplémentaires soient répartis de manière plus équitable.

Plusieurs gestionnaires de réseau de distribution avaient déjà annoncé des réductions de prix de l'électricité pour les ménages privés allant jusqu'à 200 euros par an avant l'annonce du montant de la majoration pour utilisation particulière du réseau. Reste à savoir dans quelle mesure les entreprises ou les gros consommateurs de ces régions en profiteront également. D'autre part, les régions où la charge liée au développement des énergies renouvelables est moindre, comme la Rhénanie-du-Nord-Westphalie, Hambourg ou la Bavière, pourraient en 2025 légères augmentations des taxes de réseau de l'Union européenne.

Klaus Müller, président de l'Agence fédérale des réseaux, a souligné en amont que cette nouvelle réglementation vise à instaurer des “tarifs de réseau équitables”. Ceci est nécessaire pour soutenir les particuliers et les entreprises des régions concernées. De plus, on espère qu'une répartition plus juste des coûts renforcera l'acceptation de la poursuite du développement des énergies renouvelables.

Mécanisme de la nouvelle réglementation pour la répartition des coûts de réseau

Le mécanisme sous-jacent est basé sur un modèle à plusieurs niveaux qui est continuellement mis à jour. Tout d'abord, on détermine si un gestionnaire de réseau est concerné par des coûts particuliers liés au développement des énergies renouvelables. Pour ce faire, il utilise un ratio basé sur la puissance de production raccordée au réseau. Si le ratio d'un gestionnaire de réseau dépasse un certain seuil, il peut répartir une partie des coûts générés par l'intégration des énergies renouvelables au niveau national.

Un autre aspect du mécanisme concerne les petits gestionnaires de réseau en aval, comme les régies municipales. Ceux-ci profitent indirectement de la baisse des tarifs de réseau des grands fournisseurs régionaux au réseau desquels ils sont raccordés, même s'ils ne sont pas eux-mêmes concernés par la répartition des coûts. Par exemple, le fournisseur régional E.DIS Netz GmbH dans le Brandebourg et le Mecklembourg-Poméranie occidentale voit ses charges diminuer, ce qui se répercute à son tour sur les petits gestionnaires de réseau raccordés dans la région.

Le modèle échelonné dans la nouvelle réglementation de la répartition des coûts de réseau

Le nouveau régime est basé sur un modèle échelonné qui sera constamment adapté à l'avenir :

• Détermination de la charge. Dans la première étape, il s'agit de déterminer si un opérateur de réseau est concerné par des coûts particuliers dus au développement des énergies renouvelables. À cette fin, un indicateur sera développé pour mesurer le rapport entre la puissance installée des énergies renouvelables et la consommation d'électricité dans la région concernée.
• Compensation financière pour les gestionnaires de réseau. Les gestionnaires de réseau qui peuvent prouver une forte charge reçoivent une compensation financière pour couvrir les coûts supplémentaires engendrés par le développement des énergies renouvelables.
• Répartition des coûts au niveau fédéralLes compensations financières versées à ces gestionnaires de réseau sont ensuite réparties sur l'ensemble des consommateurs d'électricité au niveau national. Ainsi, tous les consommateurs d'électricité en Allemagne supportent les coûts de l'extension du réseau, et pas seulement ceux des régions où le développement des SER est important.

Supplément pour utilisation particulière du réseau pour une répartition plus équitable des coûts de réseau

La nouvelle réglementation de la répartition des coûts du réseau à partir de 2025 vise à répartir plus équitablement au niveau national les charges financières jusqu'alors inégalement réparties pour l'extension du réseau d'énergies renouvelables. Les régions à forte proportion d'énergie éolienne et solaire, qui étaient jusqu'à présent fortement sollicitées, devraient ainsi être soulagées, tandis que dans d'autres régions, comme la Bavière ou la Rhénanie-du-Nord-Westphalie, de légères augmentations des frais de réseau sont possibles. Le mécanisme sous-jacent prévoit une péréquation nationale des coûts, qui sera mise en œuvre par une surtaxe pour tous les consommateurs. L'objectif de la réforme est d'atteindre une répartition plus équilibrée des coûts d'extension du réseau. À long terme, cela devrait également accroître l'acceptation de l'extension des énergies renouvelables.

Die Neuregelung soll bis 2029 abgeschlossen sein und ist unter dem Namen Agnès bekannt.

Der Beitrag Neuregelung bei der Verteilung der Netzkosten erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Les subventions du programme actuel Programme de financement des installations photovoltaïques sur terrain libre s'appliquer aux prestations de planification et de conseil ainsi qu'aux coûts d'investissement globaux et peuvent également être demandés séparément. Pour les deux types de financement, la procédure de demande se fait en ligne et commence par l'obtention d'un devis. Les demandes doivent au plus tard le 30 juin 2027 être soumise. Après examen positif, les candidats reçoivent une notification d'octroi et peuvent commander la mesure, qui ne doit commencer qu'après approbation.

Programme de subvention des installations photovoltaïques en toiture pour les services de planification et de conseil

Dans le cadre du programme de soutien global, les prestations de planification et de conseil telles que les études de faisabilité, les analyses de potentiel, l'élaboration de concepts, les études environnementales et d'autres services de planification sont également éligibles à un soutien. Le taux de subvention varie : les entreprises peuvent jusqu'à 70 % des coûts, maximum 35 000 euros, seront remboursés. Les organismes publics et les collectivités locales peuvent bénéficier d'un remboursement pouvant aller jusqu'à 90 % des coûts éligibles, dans la limite de 50 000 euros. Les études doivent être réalisées de manière indépendante par des consultants qualifiés justifiant d'une expérience avérée dans le domaine des installations industrielles ou énergétiques.

Programme de subvention pour les installations photovoltaïques au sol pour les coûts d'investissement

Outre la subvention des prestations de planification et de conseil, la réalisation de telles installations photovoltaïques est également subventionnée. Les coûts éligibles comprennent les modules photovoltaïques, les onduleurs, la montage, la sous-structure, les câbles et le raccordement au réseau. La subvention s'élève à jusqu'à 20 % les dépenses pour le PV en extérieur sans autoconsommation et jusqu'à 15 % avec alimentation autonome. Dans les deux cas, la hauteur de Förder par projet est de maximum 500 000 Euro limitées. Les installations photovoltaïques flottantes et agricoles peuvent bénéficier d'une aide pouvant aller jusqu'à 25 %, avec un plafond de 1 million d'euros.

Potentiel de financement important encore inexploité : sécurisez vos subventions dès maintenant

Malgré les opportunités de financement attrayantes, seule une petite partie des fonds disponibles a été utilisée jusqu'à présent – environ 5 à 6 % du réservoir d'alimentation sont épuisé. Cela signifie qu'il reste encore des fonds de subvention considérables disponibles pour soutenir le développement des installations photovoltaïques en Rhénanie-du-Nord-Westphalie. Les entreprises actuellement désireuses de concrétiser leurs projets ont ainsi une excellente occasion de bénéficier des subventions pour la planification, le conseil et l'investissement. Compte tenu des objectifs ambitieux de doubler la puissance photovoltaïque d'ici 2030, le programme offre à la fois une incitation financière et une sécurité de planification pour des projets solaires d'avenir.

Der Beitrag NRW: Freiflächen-PV-Förderprogramm erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Besoin d'investissement urgent dans les réseaux de distribution

Les planifications actuelles mettent en évidence les besoins immenses en matière de coûts d'exploitation du réseau pour l'extension du réseau électrique d'ici 2045 :

• Lignes à haute tension devraient être étendues de 34 500 km, soit une augmentation de 48 %.
• Câble moyenne tension sont augmentés de 262 000 km, soit une augmentation de 51 %.
• Câble basse tension devraient être prolongés de 526 000 km, soit une augmentation de 45 %.
• Le nombre de Transformateurs haute et moyenne tension doit augmenter de 68 % pour atteindre un total de 5 500.
• Pour les Transformateurs moyenne et basse tension une augmentation de 78 % à 494 000 unités est nécessaire.

Pourquoi le besoin d'extension du réseau électrique jusqu'en 2045 est-il si important ?

Ces extensions importantes sont nécessaires pour adapter le réseau électrique existant aux exigences futures. L'une des principales raisons de cette forte demande est le Atteindre la durée de vie de nombreux thèmes actuels Composants du réseau. De nombreuses lignes et transformateurs existants sont déjà en service depuis des décennies et doivent être remplacés. Parallèlement, une étude montre que le réseau électrique existant pourrait en fait déjà être plus sollicité que ce que l'on pense souvent, si les Points de connexion au réseau être mieux utilisés. L'énorme besoin d'investissement résulte également d'autres modernisations.

Un moteur essentiel est la l'électrification croissanteLa transition vers une économie verte est en cours. La consommation d'électricité en Allemagne va considérablement augmenter dans les décennies à venir, notamment en raison de l'utilisation accrue de Voitures électriques et Pompes à chaleur ainsi que l'électrification des processus dans l'industrie. Les nouveaux groupes de consommateurs et les nouveaux procédés nécessitent de grandes quantités d'énergie électrique que le réseau électrique doit gérer. Parallèlement, la part des énergies renouvelables, notamment celles issues d'installations éoliennes et solaires, ne cesse de croître. Ces installations alimentent le réseau de manière décentralisée et volatile, ce qui pose de nouveaux défis au réseau électrique. Il doit non seulement transporter plus d'électricité, mais aussi répondre de manière flexible aux alimentation fluctuante à partir de sources d'énergie renouvelables.

Environ 200 milliards d'euros pour l'extension du réseau électrique de distribution d'ici 2045

Les coûts d'investissement pour l'extension des réseaux de distribution ne cessent d'augmenter. Selon les estimations actuelles de l'Agence fédérale des réseaux, environ 200 milliards d'euros seront investis dans l'extension des réseaux de distribution. Cette somme est nettement supérieure aux estimations précédentes, ce qui est principalement dû à l'augmentation des coûts des matériaux, à la hausse des coûts de la main-d'œuvre et aux retards juridiques dans la mise en œuvre des projets de construction. En plus des câbles et des transformateurs, il faut en outre systèmes de contrôle intelligents qui garantissent à la fois l'efficacité et la stabilité des réseaux. Les experts mettent en garde contre la disponibilité limitée de tous les composants techniques nécessaires et contre une concurrence mondiale qui pourrait faire augmenter encore les coûts de l'extension du réseau électrique d'ici 2045. Un soutien à la mise en place d'un propre production allemande est fortement conseillé par eux.  

La décision est en outre particulièrement coûteuse, renforcé Câble de terre à la place des lignes aériennes. Cette directive politique a été prise pour réduire l'opposition de la population, car les câbles souterrains sont moins visibles et donc plus discrets d'un point de vue esthétique. Toutefois, les câbles souterrains sont considérablement plus chers à construire et à entretenir que les lignes aériennes. Les experts estiment que l'utilisation accrue des lignes aériennes permettrait à elle seule d'économiser jusqu'à 35,3 milliards d'euros. Malgré ces économies potentielles, le retour aux lignes aériennes est politiquement rejeté, car on craint qu'il n'entraîne de nouveaux retards et des coûts supplémentaires.

Une extension solide du réseau électrique jusqu'en 2045 est indispensable

Les défis liés à l'extension des réseaux de distribution sont importants, mais cette extension est indispensable à la sécurité de l'approvisionnement. La transition verte, l'électrification croissante et la part grandissante des énergies renouvelables rendent nécessaire une modernisation complète du réseau électrique existant. Cela nécessite non seulement un investissement financier considérable, mais aussi une planification flexible qui tienne compte de l'évolution des conditions technologiques et économiques. C'est la seule façon de garantir que le réseau électrique allemand reste stable, efficace et durable à l'avenir.

Der Beitrag Stromnetzausbau bis 2045: Kosten der Verteilnetzbetreiber erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Calcul du prix de revient

Pour cette étude, les chercheurs ont LCOE (Levelized Cost of Electricity) des différentes technologies de production d'énergie, en tenant compte de différentes voies de développement et de prix. Des paramètres de coûts spécifiques dans le contexte économique européen ainsi que la planification de la politique énergétique du système énergétique allemand ont également été pris en compte.

Pour calculer le prix de revient des systèmes de batteries PV, les chercheurs ont rapporté le coût des accumulateurs à la capacité utile, frais d'installation inclus. La durée de vie technique et financière des installations PV a été estimée à 30 ans et celle des batteries de stockage à 15 ans. L'analyse a ainsi examiné deux ratios typiques pour les grands systèmes de stockage associés à des installations PV commerciales, à savoir un ratio de 2:1 pour grandes installations montées sur le toit et un rapport de 3:2 pour Installations au sol.

Résultats de la comparaison des prix de revient, systèmes de batteries PV inclus

Comme l'avait déjà montré la dernière évaluation des chiffres de 2022, les Coûts de production de l'électricité PV sont largement en tête par rapport aux autres sources d'énergie. Selon la nouvelle étude de l'institut Fraunhofer ISE, elles ont même pu désormais accroître leur avance.

Les variantes les plus avantageuses de production d'électricité restent Parcs solaires. Ils se situent actuellement entre 4,1 et 6,9 centimes d'euro par kilowattheure. D'ici 2045, ces coûts pourraient être réduits à 3,1 à 5,0 centimes par kilowattheure, prévoient les chercheurs. Photovoltaïque sur les toits produisent actuellement entre 5,7 et 8,8 cents par kilowattheure dans le sud de l'Allemagne et entre 7,8 et 12 cents dans le nord. Ces valeurs pourraient également baisser dans 20 ans pour atteindre entre 4,9 et 10,4 centimes d'euro par kilowattheure.

Ce qui est nouveau, c'est que l'on sait déjà que les prix de revient des installations photovoltaïques combinés à des Accumulateurs de grande capacité faible sont considérés comme centrales électriques conventionnelles. Les chercheurs ont calculé un prix actuel compris entre 7,3 et 16,0 centimes d'euro par kilowattheure pour les grands systèmes de batteries PV. Dans le cas de la combinaison d'installations au sol et de batteries de stockage, les coûts se situent entre 6,0 et 10,8 centimes d'euro par kilowattheure.

Si les prix du stockage devaient baisser pour atteindre les prix prévus de 180 à 700 euros par kilowattheure d'ici 2045, l'Institut Fraunhofer prévoit même des coûts de revient pour les systèmes de batteries PV en toiture compris entre 4,9 et 10,4 et pour les systèmes de batteries PV au sol compris entre 3,1 et 5,0 cents. Dans l'ensemble, les résultats montrent toutefois que les coûts varient en fonction de la taille de l'installation PV et du rapport entre la puissance PV et le stockage sur batterie.

En comparaison, le prix de revient des centrales fossiles est aujourd'hui nettement plus élevé : les centrales au lignite coûtent entre 15,1 et 25,7 centimes d'euro, les centrales au charbon entre 17,3 et 29,3 centimes d'euro, les centrales à cycle combiné entre 10,9 et 18,1 centimes d'euro et les centrales à gaz flexibles entre 15,4 et 32,6 centimes d'euro par kilowattheure. Les centrales nucléaires se situent entre 13,6 et 49,0 cents par kilowattheure. Si l'on passe du gaz naturel à l'hydrogène en 2035, le coût sera de 20,4 à 35,6 centimes par kilowattheure.

Extensible : systèmes de batteries PV dans l'industrie

La plupart des systèmes de stockage qui contribuent aujourd'hui à la capacité totale de stockage en Allemagne sont soit des systèmes de stockage domestique d'une capacité inférieure ou égale à 30 kWh, soit des systèmes de stockage à grande échelle d'une capacité supérieure à 1 000 kWh. Les stockages d'une capacité comprise entre 5 et 10 kWh représentent 45% de la capacité totale, tandis que les stockages de 10 à 20 kWh représentent 28%. Les grands systèmes de stockage de plus de 1 MWh contribuent à hauteur de 13%, et les petits systèmes de stockage de moins de 5 kWh représentent 7%. En revanche, les accumulateurs de 30 à 1 000 kWh, typiquement utilisés dans le secteur commercial et industriel, ne jouent jusqu'à présent qu'un rôle secondaire.

C'est pourtant dans ce domaine que les systèmes de batteries peuvent faire valoir leurs avantages pour les entreprises à forte consommation d'énergie. Cela est possible grâce à Peak Shaving, Décalage de charge et une gestion intelligente de la charge. Des réductions des frais de réseau sont également possibles, par exemple, en cas d'utilisation atypique du réseau ou de valeurs de consommation constantes. De plus, les systèmes de stockage par batterie conviennent pour Optimisation de la consommation propre de l'énergie auto-produite, à la stabilisation de son propre réseau d'entreprise ou comme source de revenus supplémentaire sur le marché de l'énergie de réglage.

Les systèmes de batteries PV sont rentables et les prix de revient baissent

Les prix de revient des énergies renouvelables, en particulier du photovoltaïque, continuent d'évoluer positivement, même lorsque le stockage est intégré. Selon l'étude, les nouvelles installations solaires, même avec stockage, sont compétitives par rapport aux centrales électriques conventionnelles. Le coût de l'électricité solaire stockée temporairement dans des batteries se situe entre 6 et 22,5 centimes d'euro par kilowattheure, selon la taille du système. Dans le même temps, les Recettes de stockage de la batterie en continu.

Sans stockage, les coûts sont encore plus bas. D'ici 2045, les coûts de l'énergie solaire et éolienne continueront à baisser, tandis que les centrales électriques conventionnelles deviendront plus chères. Les solutions de stockage restent importantes pour compenser la production d'électricité dépendante des conditions météorologiques, mais elles font légèrement augmenter les coûts. Malgré ces coûts supplémentaires, les énergies renouvelables restent moins chères que les alternatives fossiles, à l'exception du gaz naturel. Les technologies telles que l'hydrogène et la biomasse offrent une certaine flexibilité, mais leur coût est plus élevé.

Der Beitrag Gestehungskosten für PV-Batteriesysteme sinken erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

18.000 km de nouveaux tracés pour l'extension du réseau électrique

Les quatre grands gestionnaires de réseau de transport prévoient que la consommation d'électricité en Allemagne augmentera d'ici 2045 doubler de l'énergie solaire. De plus, la part des énergies renouvelables sera alors d'environ 700 GW par an, prévoient-ils. Le réseau électrique allemand actuel, long d'environ 37.000 km, est déjà complètement saturé aujourd'hui. Pour répondre aux besoins futurs, le réseau électrique devrait donc être augmenté de 18 000 km sera étendu. Trois nouveaux tracés nord-sud et deux nouveaux tracés est-ouest sont prévus à cet effet, pour une longueur totale de 4.800 km. En outre, les experts prévoient 8.500 km de nouveaux tracés pour la connexion des parcs éoliens offshore. Les 4.700 km restants serviront à renforcer les liaisons existantes.

Les facteurs de coûts pour l'extension du réseau électrique

Les estimations des coûts d'investissement pour l'extension du réseau électrique ne cessent d'augmenter pour diverses raisons. Un moteur essentiel est mis à jour ou projets modifiés ainsi que la concurrence mondiale pour les composants électrotechniques. Le site forte demande mondiale de produits spéciaux nécessaires à l'extension du réseau électrique font grimper les prix. De plus, l'alimentation croissante de producteurs d'électricité décentralisés tels que les éoliennes et les installations solaires ainsi que la consommation d'électricité en croissance rapide par les Pompes à chaleur et Voitures électriques des investissements considérables dans le développement et la gestion intelligente des réseaux de distribution.

La transition énergétique nécessite d'importants réseaux de lignes, notamment pour acheminer l'électricité verte du nord de l'Allemagne vers le sud. De plus, elle doit être transportée depuis les installations SER décentralisées jusqu'aux consommateurs. Dans ce contexte, l'inflation, l'augmentation des coûts de matériel et de personnel ainsi que les litiges juridiques contribuent à la hausse des coûts.

La décision prise en 2015 de souterrain au lieu de en surface a également entraîné une augmentation considérable des coûts. La construction de câbles souterrains est plus chère, plus compliquée et demande plus d'entretien. Le veto de la Bavière a significativement retardé des projets tels que Südlink et Südostlink, ce qui a également mis en péril l'acceptation par le public de la transition énergétique. L'Agence fédérale des réseaux estime que 35,3 milliards d'euros pourraient être économisés si, à la place Lignes aériennes seraient utilisées. Bien que certains Länder et partis politiques demandent un retour aux lignes aériennes, plus avantageuses, le ministre fédéral de l'Économie Robert Habeck refuse de modifier la réglementation afin d'éviter de nouveaux retards et des coûts de planification supplémentaires.

La répartition des coûts de l'extension du réseau électrique n'est pas claire

Les coûts de l'extension du réseau électrique sont principalement dus Rémunérations du réseau électrique des consommateurs. Ces tarifs ont déjà plus que doublé l'année dernière, passant de 3,12 à 6,43 centimes d'euro par kilowattheure pour les ménages privés, et devraient probablement augmenter à l'avenir. continuer à augmenter. Les décisions politiques concernant le financement de l'extension du réseau électrique n'ont pas encore été prises définitivement. Comme alternative à l'augmentation des tarifs du réseau, le gouvernement fédéral pourrait financer une partie des coûts par les impôts ou obliger les groupes énergétiques à supporter eux-mêmes les coûts. Pour Subventions et Subventions elle devrait toutefois mettre à disposition des moyens budgétaires.

Les gestionnaires de réseau et les entreprises d'énergie ont également la possibilité d'investir dans le secteur privé via des modèles de financement à long terme tels que Crédits ou Emprunts de l'environnement. Les partenariats public-privé (PPP) ou les obligations vertes (green bonds) sont des exemples de solutions. Les banques internationales de développement comme la Banque européenne d'investissement (BEI) peuvent également offrir une aide financière sous forme de prêts et de crédits. Ces derniers sont garantis par des contrats à long terme et des sources de revenus stables et offrent une aide financière en particulier pour les projets présentant un intérêt public important.

Globalement, le financement de l'extension du réseau électrique en Allemagne nécessite un mélange de différentes sources afin de couvrir les coûts considérables tout en garantissant que le financement soit viable et équitablement réparti. Une planification à long terme ainsi qu'une capacité d'adaptation à l'évolution des conditions économiques et technologiques sont essentielles.

Conclusion

Le financement de l'extension du réseau électrique en Allemagne représente un défi considérable, car les coûts ne cessent d'augmenter. Les estimations actuelles de l'Agence fédérale des réseaux s'élèvent à 327,7 milliards d'euros pour les réseaux de transport et à environ 200 milliards d'euros pour les réseaux de distribution d'ici 2045. Les facteurs de coûts sont les changements de projets, la concurrence mondiale pour les composants électrotechniques, les besoins accrus liés aux énergies renouvelables, aux pompes à chaleur et aux voitures électriques ainsi que le choix de tracés souterrains plus coûteux.

L'avenir nous dira si l'estimation actuelle plus élevée des coûts d'extension du réseau électrique se prête à une planification à long terme en raison des changements économiques et technologiques. Jusqu'à présent, les chiffres ont toujours été revus à la hausse.

Der Beitrag Stromnetz-Ausbau wird teurer als geplant erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Pourquoi la réforme des rabais sur les tarifs de réseau est-elle nécessaire ?

L'approche existante pour le calcul des tarifs de réseau est basée sur un système électrique caractérisé par une production constante d'électricité par des centrales à charbon et nucléaires. Jusqu'à présent, les entreprises industrielles bénéficient de rabais sur leurs Rémunérations du réseau électriqueLes consommateurs d'électricité ont besoin de plus d'électricité s'ils maintiennent leur consommation d'électricité stable ou s'ils l'augmentent pendant les périodes de faible charge du réseau. L'Agence fédérale des réseaux recommande donc Charge de bande et courant de bande Régulation (également connue sous le nom de "règle des 7.000 heures") ainsi que les avantages en matière de utilisation atypique du réseau de la part de l'État. Actuellement, plus de 4 500 entreprises profitent de ces rabais sur les tarifs de réseau conformément à l'article 19, paragraphe 2 de la loi allemande sur l'électricité (StromNEV), ce qui leur permet d'économiser au total un milliard d'euros par an.

Avec l'augmentation de la part des énergies renouvelables volatiles dans le mix électrique allemand, qui atteindra déjà près de 60 pour cent Mais ces règles rigides ne sont plus adaptées, estime l'Agence fédérale des réseaux. Dans l'ensemble, la consommation de l'industrie doit être plus flexible et la charge résiduelle minimisée. En principe, il restera Privilège de rémunération du réseau de l'électricité. Mais à l'avenir, ils ne seront attribués qu'aux entreprises capables d'adapter leur consommation d'électricité de manière dynamique et actuelle.

Klaus Müller, président de l'Agence fédérale des réseaux, souligne que "les anciens rabais sur les tarifs de réseau ne correspondent plus aux exigences d'un système électrique caractérisé par des parts élevées de production d'électricité renouvelable". Il est donc nécessaire de passer d'un rigide à un système flexible nécessaire qui s'adapte à l'offre actuelle d'électricité.

Points clés de la réforme des rabais sur les tarifs de réseau pour l'industrie

La réforme prévoit donc que les entreprises grandes consommatrices d'électricité puissent réduire leurs tarifs de réseau si elles adaptent leur consommation à l'offre actuelle d'électricité. Le critère de référence doit être le niveau de consommation prix fluctuant de l'électricité en bourse être. Cela signifie que les entreprises peuvent réduire leurs tarifs de réseau si elles augmentent leur consommation d'électricité au moment où une grande quantité d'électricité renouvelable est disponible sur le réseau, et inversement. Ce système vise à inciter Production en période de forte offre d'électricité à augmentent et, en période de pénurie, à étrangler. Les principaux paramètres des nouvelles remises sur les frais de réseau seront donc le niveau de modification de la charge individuelle après les systèmes échelonnés. Jour à l'avance Prix horaires sur le marché de l'électricité.

Simone Peter, présidente de l'association allemande des énergies renouvelables (BEE), a salué cette approche de la réforme des rabais sur les tarifs de réseau pour l'industrie. Selon elle, "les rétributions du réseau doivent permettre d'envoyer des signaux aux consommateurs industriels pour qu'ils se comportent en fonction du marché et de manière systémique". Cela pourrait réduire les fluctuations de prix sur le marché de l'électricité, soulager les réseaux et réduire les coûts.

Mise en œuvre et défis pour la nouvelle réglementation des rabais sur les tarifs de réseau

Comment développer un système technique qui permette à l'industrie de répondre de manière flexible aux besoins des consommateurs ? Évolution des quantités d'électricité et des prix sera discutée au cours des prochains mois. Dans un premier temps, l'Agence fédérale des réseaux ne souhaite pas surcharger l'industrie. Périodes de transition de l'accorder. Au début, elle souhaite plutôt de cette manière Impulsions afin de pouvoir gérer les consommations de manière plus agile. Cela contribuera à moyen et long terme à désengorger les réseaux électriques et à réduire les coûts d'extension du réseau. Pour cela, l'Agence fédérale des réseaux a également prévu exceptions régionales de créer, si nécessaire, et d'accorder des dispositions transitoires afin de permettre une adaptation progressive.

La réforme, élément de la nouvelle stratégie énergétique allemande

La réforme des rabais sur les tarifs de réseau pour l'industrie par l'Agence fédérale des réseaux est un pas important vers la flexibilisation de la consommation d'électricité et donc vers le soutien de la transition énergétique en Allemagne. En incitant à une un comportement de consommation adapté au système elle peut contribuer à relever les défis d'un système électrique comportant une part importante d'énergies renouvelables.

Le nouveau débat sur la création d'un fonds de pension allemand va dans le même sens. Marché de capacité dans le cadre de l'initiative de croissance ou le projet de Loi sur la sécurité des centrales électriques. Les éléments constitutifs de la nouvelle stratégie visant à garantir l'approvisionnement futur en électricité se retrouvent également dans le nouveau programme récemment lancé, intitulé "Énergie renouvelable".Utiliser au lieu de réguler 2.0". Mais même cela, ne peut pas remplacer l'extension urgente et nécessaire du réseau, mais seulement l'atténuer.

Quel est l'avenir des rabais sur les tarifs de réseau ?

La consultation publique du document de cadrage se poursuit jusqu’au 18 septembre 2024. Après les contributions des différentes associations et industries à forte consommation d’énergie, le projet de loi sera élaboré. Les dispositions définitives devraient entrer en vigueur début 2029. Pour en savoir plus sur l’état d’avancement de la réforme des tarifs de réseau, consultez notre article. Rapport intermédiaire Agnes 2026.

Der Beitrag Reform der Netzentgeltrabatte für die Industrie geplant erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Rien qu'en 2023, les installations de production d'énergie renouvelable en Allemagne ont été réduites de 10 TWh déconnectés. Cela représentait environ 4 % de la production totale d'énergie renouvelable. Ce bridage entraîne non seulement la perte d'électricité neutre pour le climat, mais aussi des augmentation de Redispatch-coûts. Sur la base de la stratégie initiale, un nouveau projet appelé "Nutzen statt Abregeln 2.0" a donc été voté fin 2023 et intégré dans l'article 13k de la loi allemande sur l'énergie. Celui-ci inclut désormais l'utilisation des technologies les plus modernes et de nouvelles mesures réglementaires.

Au total, 21 associations, groupes d'intérêt et entreprises ont participé aux consultations. Néanmoins, Klaus Müller, président de la Bundesnetzagentur, a insisté à la fin sur le fait que le nouvel outil pas de remplacement pour une réponse rapide et adaptée aux besoins Extension du réseau représente.

Objectifs de "Utiliser plutôt que régler 2.0

"Nutzen statt abregeln 2.0" a pour objectif d'optimiser l'intégration des énergies renouvelables dans le réseau électrique allemand et d'augmenter l'efficacité de l'ensemble du système énergétique. La préoccupation centrale est la Réduction de la régulation d'installations éoliennes et solaires en raison de goulets d'étranglement dans le réseau. L'électricité excédentaire doit être demande supplémentaire d'électricitéLa production d'électricité peut donc être utilisée à bon escient. Par le biais de prévisions et de procédures d'attribution, on souhaite adapter la demande aux périodes de forte production et la gérer au niveau régional.

Fonctions et points clés de "Utiliser au lieu de régler 2.0".

"Utiliser au lieu de réguler 2.0" prévoit dans un premier temps de céder à bas prix les quantités d'électricité régulées aux consommateurs supplémentaires. Après cette première phase de test, au cours de laquelle une procédure d'attribution simplifiée s'applique, l'électricité excédentaire sera ensuite Procédure d'enchères aux installations de consommation activables dans les régions de délestage. Pour ce faire, le nouveau § 13k EnWG permet aux quatre gestionnaires de réseau de transport (GRT) d'attribuer de l'électricité à un prix réduit aux exploitants de charges connectables. Tennet, Amprion, 50Hertz et Transnet BW publient à cet effet quotidiennement une Prévisions sur 24 heures des quantités d'électricité excédentaires dans les régions de délestage concernées. Cela permet aux consommateurs éligibles de planifier leur consommation d'électricité de manière à ce qu'il n'y ait pas de congestion du réseau le jour suivant.

L'Agence fédérale des réseaux (BNetzA) et les GRT ont conçu et défini jusqu'à mi-2024 des critères spécifiques pour la participation à "Nutzen statt Abregeln 2.0". Selon ces dispositions, dans un premier temps, les exploitants d'installations qui produire de la chaleur électriquement ou stockage connecté au réseau de l'Union européenne. Sont également autorisés à participer Électrolyseurs et Pompes à chaleur de grande taille. Il est prévu d'élargir ultérieurement l'éventail des participants à d'autres technologies de couplage de secteurs.

Phase d'expérimentation et développements futurs

A partir du 1er octobre 2024, les gestionnaires de réseau de transport entameront une phase d'essai de deux ans avec la procédure d'allocation simplifiée. A partir du 1er avril 2025, les gestionnaires de réseau de distribution devraient également pouvoir utiliser cet instrument. La procédure d'appel d'offres concurrentielle sera développée en parallèle.

Der Beitrag „Nutzen statt abregeln 2.0“ soll Netzengpässe vermeiden erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Raisons de la loi sur la sécurité des centrales électriques

L'Allemagne doit combler le vide laissé par Sortie de la Production d'électricité à partir de charbon est créée. Les centrales électriques au gaz naturel sont certes une alternative, mais elles continuent de générer des émissions de CO₂ et deviennent donc de moins en moins intéressantes sur le plan économique. De plus, elles seront de moins en moins nécessaires à l'avenir en raison de la part croissante des énergies renouvelables. Pour ces raisons, pratiquement aucun groupe à vocation économique n'investit actuellement dans de telles centrales en tant que technologie de transition. La loi sur la sécurité des centrales électriques doit changer cette situation grâce à des appels d'offres et des subventions.

Types et emplacements des nouvelles centrales

Le gouvernement fédéral mise avant tout sur les centrales à hydrogène, qui utilisent l'hydrogène vert à partir d'énergies renouvelables ou l'hydrogène bleu à partir de gaz naturel, le CO₂ étant stocké. Les centrales électriques à biomasse sont également une option. Au total, il est prévu de 12,5 GW de nouvelles capacités seront créés. Sur ce total, 5 GW de centrales à gaz H2-ready et 2 GW de modernisations feront l'objet d'un appel d'offres et seront converties à l'hydrogène au plus tard huit ans après leur mise en service. En outre, 0,5 GW de centrales électriques fonctionnant uniquement à l'hydrogène et 0,5 GW de stockage sont prévus. Un autre appel d'offres suivra pour 5 GW de centrales à gaz, qui devront être climatiquement neutres en 2045. Les nouvelles installations seront principalement situées dans le sud de l'Allemagne afin de garantir la stabilité du réseau et de réduire les coûts de redispatching.

Financement et coûts de la loi sur la sécurité des centrales électriques

Un mécanisme dit de capacité est mis en place pour assurer le financement ultérieur. Ce mécanisme doit intervenir à partir de 2028 et comprend une Prélèvement sur le prix de l'électricité. Le gouvernement fédéral estime que les coûts pour l'ensemble de la période de subvention s'élèvent à environ 20 milliards d'euros. Une partie du financement devrait être assurée par le Fonds pour le climat et la transformation ou par le budget fédéral et l'autre partie par la répartition. Selon les estimations des experts, les coûts supplémentaires pourraient augmenter le kilowattheure d'électricité de Renchérir de 0,5 à 1 cent.

Evolution générale du marché de l'électricité

À partir de 2028, le gouvernement fédéral prévoit de convertir marché allemand de l'électricité d'un système de rémunération pur à un Marché de capacité. Dans ce nouveau modèle, ce n'est pas seulement l'énergie effectivement produite qui doit être rémunérée, mais aussi la mise à disposition de capacités, même si celles-ci ne sont pas utilisées. En Grande-Bretagne, en Belgique ou en Pologne, des capacités d'énergie pure sont aujourd'hui déjà négociées ou mises aux enchères sous cette forme. Les objectifs sont d'augmenter la sécurité d'approvisionnement et de stabiliser le réseau électrique, notamment pendant les périodes où le vent et le soleil sont peu présents.

Calendrier pour la loi sur la sécurité des centrales électriques

Le premier appel d'offres pour les installations est prévu pour fin 2024 ou début 2025. Après les consultations et les autorisations, les premiers projets devraient démarrer d'ici 2026. En parallèle, le BMWK travaille sur un document d'options pour la conception du mécanisme de capacité, qui devrait être pleinement opérationnel d'ici 2028.

Der Beitrag Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG): Neue Umlagen erwartet erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Promotion des énergies renouvelables

Il est prévu que le soutien aux énergies renouvelables (EnR) prenne fin une fois que la sortie totale du charbon sera achevée, que marché allemand de l'électricité s'est stabilisé et que suffisamment de stockage d'énergie a été installé. À partir de ce moment-là, les projets d'énergies renouvelables seront financés principalement par Coûts d'investissement afin de garantir des signaux de prix non faussés. De plus, l'intention est de réduire l'aide aux nouvelles installations en cas de des prix négatifs de l'électricité en principe à partir de 2025. Les petites installations en sont exclues dans un premier temps. Le gouvernement fédéral souhaite également réduire progressivement l'obligation de commercialisation directe de l'électricité à partir de 2025 pour les installations d'une taille supérieure à 25 kWp.

Le stockage de l'électricité, un élément important de l'initiative de croissance

Un autre objectif de l'initiative de croissance pour le marché de l'énergie est d'optimiser les conditions-cadres pour l'utilisation de l'électricité ou du gaz naturel. Stockage sur batteriey compris des signaux de prix non faussés et des tarifs de réseau régionaux variables dans le temps. Il s'agit en particulier de Processus de planification et d'approbation pour les projets de stockage accélère être mieux utilisés pour exploiter les énergies renouvelables volatiles.

Coûts du réseau, rémunération du réseau & taxe sur l'électricité

Les coûts de réseau doivent être réduits et les tarifs de réseau stabilisés dans le cadre de l'initiative de croissance, afin de soulager les entreprises et les ménages. Pour ce faire, il est prévu Rémunération du réseau variable dans le temps et des mesures de Utilisation de l'électricité excédentaire ainsi que l'utilisation de lignes virtuelles et d'équipements de réseau. Le site Réduction de la taxe sur l'électricité pour le cercle actuel des bénéficiaires reste durablement fixé au minimum européen de 0,05 ct/kWh. Pour ce faire, la coalition ampélographique souhaite Compensation du prix de l'électricité (SPK) prolonger jusqu'en 2030 et l'étendre à d'autres secteurs économiques.

Mécanisme de capacité selon l'initiative de croissance

Un mécanisme de capacité échelonné doit être mis en place afin de garantir l'approvisionnement en électricité à long terme. Il est prévu de Appels d'offres pour des capacités de production supplémentairesdont cinq gigawatts pour les nouvelles centrales au gaz naturel et cinq gigawatts pour les centrales à gaz fonctionnant à l'hydrogène. Ces mesures seront concrétisées dans une nouvelle loi sur la sécurité des centrales électriques.

Donner la priorité au design du marché pour les centrales électriques & les SER

Un nouveau Design de marché pour les centrales électriques doit donner la priorité aux énergies renouvelables et à la flexibilité, avec pour objectif d'atteindre une part d'au moins 80% d'énergies renouvelables dans l'approvisionnement en électricité d'ici 2030. Tous les Obstacles du côté de l'offre et de la demande doivent démantelé être mis en place afin de créer un marché de l'électricité plus flexible, bénéficiant de prix de l'électricité avantageux lorsque le vent et le soleil sont abondants.

Autres mesures

Des mesures supplémentaires comprennent l'accélération de la montée en puissance de l'hydrogène, l'évaluation de la Appels d'offres pour l'éolien offshore, le développement échelonné du réseau pour réduire les coûts, assurer et Diversification de l'approvisionnement en gazqui Promotion de l'énergie de fusion et la décarbonisation de l'approvisionnement en chaleur.

Réactions et préoccupations concernant l'initiative de croissance

De nombreux experts et le Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) saluent la nouvelle flexibilité sur le marché de l'électricité. Ils mettent toutefois en garde contre un passage abrupt de la Prime de marché sur Subventions d'investissementCela pourrait entraîner des incertitudes et une réticence à investir. La suppression prévue de la couverture en cas de prix négatifs pour les nouvelles installations SER à partir de 2025 est considérée par la BEE comme ".signe fatal".

Comment évaluer l'initiative de croissance pour le marché de l'énergie ?

Le gouvernement fédéral prévoit d'importantes réformes visant à moderniser le marché de l'énergie, à promouvoir les énergies renouvelables et à accroître la flexibilité du marché de l'électricité. Cela doit contribuer à long terme à un approvisionnement énergétique sûr et rentable et renforcer le dynamisme économique. Toutefois, le succès et la mise en œuvre pratique de ces mesures dépendent Capacité de financement et de sa faisabilité politique et pratique.

Der Beitrag Wachstumsinitiative: Geplante Reformen für den Energiemarkt erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Coûts plus élevés en raison des financements des marchés de capitaux privés

Le gouvernement néerlandais avait cherché à vendre, car il craignait les milliards d'investissements nécessaires, qui seraient en grande partie à réaliser en Allemagne. Au cours des dix prochaines années, Tennet prévoit Investissements de jusqu'à 160 milliards d'eurosLa majeure partie de cette somme est nécessaire en Allemagne. Le ministre néerlandais des Finances, Steven van Weyenburg, s'est dit déçu de l'échec des négociations et a souligné que le gouvernement allemand soutiendrait des solutions alternatives. Tennet prévoit de fournir des services publics ou marchés de capitaux privés pour se financer et reçoit le soutien d'un prêt d'actionnaire néerlandais de 25 milliards d'euros.

Réactions à l'échec de la vente du GRT

Le ministre de l'Économie Robert Habeck a regretté l'échec du deal, car une reprise Aurait pu réduire les coûts d'électricité et Aurait pu créer des synergies pourrait être mis en place. Michael Kruse, membre du FDP chargé de l'énergie, y voit un Signal d'alarme pour le climat d'investissement en Allemagne et appelle à un tournant économique. Malgré cela, Tennet restera l'un des quatre principaux gestionnaires de réseau de transport en Allemagne, jouant un rôle clé dans la transition énergétique. L'extension du réseau, notamment pour le transport de l'électricité éolienne du nord au sud de l'Allemagne, est indispensable et nécessite Des milliards d'investissements. Dans ce contexte, l'État fédéral détient également des parts dans les trois autres BNU, entre 20 et 25 %.

Le manque de fonds du FCT provoque maintenant des retards

Malgré d'intenses négociations entre les gouvernements néerlandais et allemand et la KfW, aucun accord n'a été trouvé. A l'origine, la KfW devait reprendre le réseau et le céder en partie à des tiers. investisseurs privés et l'État fédéral aurait conservé une minorité de blocage. L'opération prévue a toutefois échoué en raison des difficultés financières de l'Allemagne, aggravées par le désastre du Fonds pour le climat et la transformation (KTF). L'échec du deal retarde les investissements nécessaires dans la transition énergétique allemande est considérable. Les alternatives telles que la vente à des fonds d'infrastructure prennent du temps et sont compliquées. Les discussions sur des alternatives moins coûteuses mais plus longues, comme les lignes aériennes au lieu des lignes souterraines, contribuent encore à retarder les choses.

Conséquences de l'échec de la vente de Tennet à GRT

Les politiciens et les experts s'attendent maintenant à plusieurs conséquences de l'échec de la vente de Tennet par GRT. Il s'agit notamment

• Retards dans la modernisation urgente des réseaux électriques. L'échec du deal freine la mise en œuvre de projets nécessaires, comme la construction de lignes HVDC et de sous-stations électriques, indispensables au transport de l'électricité éolienne du nord vers le sud de l'Allemagne. Cela compromet la réalisation des objectifs climatiques dans les délais impartis et entraîne une augmentation des coûts à long terme.
• Le déficit de financement qui menace de s'élever à 160 milliards d'euros au cours des dix prochaines années doit maintenant être couvert par des modèles de financement alternatifs. Pour cela, il ne faut pas seulement des coûts plus élevés mais l'ensemble du processus devient plus compliqué et prend plus de temps.
• Sans les synergies prévues et les économies de coûts qu'aurait permis une reprise par la Confédération, les coûts d'extension du réseau seront plus élevés. Le manque de coordination entre les différents exploitants de réseau entraînera des Inefficacités mener.
• L'échec de l'accord est considéré comme un signal d'alarme pour le Climat d'investissement en Allemagne. Si même les États démocratiques hésitent à investir dans les infrastructures allemandes, cela découragera les investisseurs potentiels et réduira l'attractivité du site allemand.
• Incertitude politiqueL'absence d'accord entre les gouvernements concernés et les difficultés financières du budget allemand donnent une mauvaise image de la stabilité politique et de la capacité du gouvernement à faire avancer les grands projets d'infrastructure. Cela va saper la confiance dans la politique énergétique allemande.

Conclusion sur l'échec de la vente de Tennet au GRT

L'échec de la vente du GRT Tennet à l'Etat fédéral aura des conséquences importantes pour l'extension du réseau et la transition énergétique en Allemagne. Les négociations ont été interrompues en raison de problèmes budgétaires, ce qui entraîne des retards dans les projets d'infrastructure importants et augmente les coûts totaux ou les Rémunération du réseau augmente pour tout le monde. Tennet doit maintenant trouver des modèles de financement alternatifs, ce qui implique du temps et de la complexité supplémentaires. L'absence de prise en charge par l'État fédéral empêche les synergies et les réductions de coûts espérées, ce qui entraînera de nouvelles inefficacités.

Cet événement envoie un signal inquiétant sur le climat d'investissement en Allemagne et pourrait décourager les investisseurs potentiels. L'incertitude politique et les difficultés financières de l'Allemagne affectent la confiance dans la capacité du gouvernement à mener à bien de grands projets d'infrastructure. Globalement, l'échec du deal compromet la réalisation des objectifs climatiques dans les délais impartis et constitue un sérieux défi pour la future politique énergétique du pays.

Der Beitrag Höhere Gesamtkosten durch gescheiterten ÜNB-Verkauf erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Ayants droit et différenciation

Sont éligibles les entreprises commerciales, les entreprises communales, les entrepreneurs individuels et les professions libérales ayant leur siège en Allemagne. Une distinction est faite entre PME (avec un minimum de 9 et un maximum de 249 employés et un chiffre d'affaires annuel maximum de 50 millions d'euros) ainsi que GU (grandes entreprises).

Stockage de batteries, points de charge rapide et connexions éligibles

Une aide est accordée pour l'achat et l'installation d'appareils stationnaires Mémoire tampon de la batterie et de nouveaux Points de charge rapide avec une Puissance de charge nominale à partir de 50 kW. En font également partie les raccordements au réseau nécessaires, dont la conception peut être adaptée pour l'intégration d'installations PV, ainsi que les travaux de génie civil et les systèmes de gestion de l'énergie ou de la charge. Sont toutefois exclues les prestations de planification de tiers, les prestations propres ainsi que les dépenses de leasing et de location.

Subventions dans le cadre du programme de soutien pour le stockage de batteries & les points de charge rapide

Toute entreprise peut déposer une demande et les subventions sont limitées à Limité à 5 millions d'euros. L'aide est accordée sous la forme d'une subvention avec financement partiel : PME avec 40 % et GU avec 20 %. Les dépenses éligibles par point de charge sont limitées à un montant maximal qui dépend de la puissance de charge maximale de ce point de charge. Les points de charge de 50 à 149 kW pour les PME sont financés à hauteur de max. 14.000 euros et pour les GU avec max. 7.000 euros sont encouragés. Les points de charge plus importants, de plus de 150 kW, sont soutenus par un maximum de 30.000 respectivement 15 000 euros subventionnés.

Conditions et période de mise en œuvre du programme de soutien

Les points de recharge rapide et les batteries de stockage doivent être installés en Allemagne et rester la propriété du demandeur pendant au moins deux ans. En outre, l'électricité doit provenir les sources d'énergie renouvelables et il ne doit y avoir que des une subvention pour l'ensemble du projet. L'entreprise dispose de 18 mois pour réaliser les mesures, à compter de la notification de la décision positive d'octroi de la subvention.

Conclusion sur le programme de soutien pour le stockage de batteries & les points de charge rapide

Le programme de soutien pour les points de charge rapide et le stockage de batteries offre une très bonne opportunité aux entreprises d'investir dans des technologies durables et orientées vers l'avenir. Grâce au soutien financier, les coûts initiaux élevés peuvent être considérablement réduits. Les entreprises devraient saisir cette opportunité pour Infrastructure de recharge ou de réduire leurs coûts énergétiques avec Stockage sur batterie de réduire les émissions de gaz à effet de serre. Dans les deux cas, vous apportez une contribution importante à la transition énergétique.

Informez-vous dès aujourd'hui auprès de CUBE CONCEPTS sur les possibilités de subvention et faites votre demande pour réduire les émissions de CO₂ et les coûts énergétiques.

Bulletin d'information sur l'énergie

Restez toujours à jour !

Vos avantages :

✓ Dernières nouvelles sur les énergies renouvelables

✓ Mises à jour sur le droit de l'énergie & les subventions

✓ Expertise sur les thèmes du PV et de la durabilité

S'inscrire maintenant

Der Beitrag Förderprogramm für Batteriespeicher & Schnellladepunkte erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Contexte et objectifs du NZIA

La Commission européenne a proposé le Net-Zero Industry Act (NZIA) dès le 16 mars 2023. La NZIA vise à renforcer la capacité de fabrication européenne pour les technologies "net zero" et à surmonter les obstacles au développement de cette capacité. Les mesures contenues dans le règlement visent à accroître la compétitivité de la base industrielle des technologies "net zero" et à Améliorer l'approvisionnement énergétique de l'UE. Ces propositions soulignent l'engagement de l'Europe à jouer un rôle de premier plan dans la transition vers les technologies "zéro net". Elles visent à atteindre les objectifs de "Fit-for-55" et de REPowerEU.

Aperçu du Net-Zero Industry Act

L'ordonnance NZIA fait partie du "Green Deal Industrial Plan" et vise à fournir aux entreprises un cadre prévisible et un environnement réglementaire simplifié de créer des emplois. Elle encourage les investissements dans la capacité de production de produits qui sont essentiels pour atteindre les objectifs de l'UE en matière de neutralité climatique. Le Net-Zero Industry Act vise à accroître la compétitivité et la résilience de la base industrielle de l'UE pour les technologies "net zero". Celles-ci doivent constituer l'épine dorsale d'un système énergétique propre abordable, fiable et durable. Les principaux objectifs sont de minimiser la dépendance aux combustibles fossiles externes et de promouvoir les technologies et composants clés pour le tournant vert.

Mesures et points clés du Net Zero-Industry Act

La NZIA fait la distinction entre les technologies nettes zéro et les technologies stratégiques nettes zéro. La différence réside principalement dans la manière dont elles sont considérées et utilisées dans la planification et la mise en œuvre des mesures de lutte contre le changement climatique. Les technologies stratégiques zéro net sont des approches technologiques spécifiques qui sont intégrées et priorisées de manière ciblée dans les stratégies de lutte contre le changement climatique à long terme afin de provoquer des changements systématiques et de grande envergure. Ces technologies sont intégrées dans des plans d'action globaux et bénéficient d'un soutien politique et économique particulier.

Les technologies "net zero", en revanche, englobent toutes les solutions technologiques qui contribuent à réduire ou à neutraliser les émissions de CO₂, sans être nécessairement intégrées dans une stratégie globale. Elles sont flexible et en des contextes variés Les applications sont nombreuses, qu'il s'agisse de petits projets locaux ou de grandes applications industrielles.

En général, les projets sont évalués en fonction de leur degré de maturité technologique, de leurs Contribution à la décarbonisation et Compétitivité et de leur Résilience du système énergétique ont été sélectionnées. La liste des technologies est longue. Elle comprend le photovoltaïque, le solaire thermique, l'énergie éolienne sur terre et en mer, les technologies de batteries et de stockage ou la géothermie. Les pompes à chaleur, les électrolyseurs et les piles à combustible, les technologies du biogaz/biométhane, les technologies de captage et de stockage du carbone (CSC) ou les technologies d'efficacité énergétique, d'e-mobilité et de réseau, en font également partie. On trouve également dans la liste l'hydrogène vert, les piles à combustible, l'agriculture durable, le recyclage ou la prévention des déchets.

Création de conditions d'investissement par la NZIA

La NZIA crée les conditions nécessaires pour faciliter les investissements dans les projets de production de technologies "net zero" et permet aux promoteurs de projets de mettre en place plus facilement une production industrielle "net zero". Pour ce faire, des mesures telles que

• Réduction le charge administrative en rationalisant les exigences administratives et en facilitant les procédures d'autorisation
• Assurer le Accès à l'information
• Faciliter le Accès au marché dans le cas d'un public Procédure d'achat et Enchères et soutien de la demande privée par les consommateurs
• Soutenir l'innovation par liberté réglementaire

Exemples de subventions accordées par la NZIA

Concrètement, NZIA encourage et soutient par exemple des projets dans les domaines suivants infrastructure verteLes fonds ont été investis dans le développement de la Infrastructure de recharge pour les véhicules électriques et la modernisation des réseaux électriques. Des mesures réglementaires, telles que des limites d'émissions plus strictes et l'obligation d'utiliser des procédés plus respectueux du climat, doivent garantir que les entreprises réduisent leurs émissions.

La NZIA simplifie également, par exemple, la procédure d'approbation des projets stratégiques et facilite l'accès au marché pour les produits technologiques stratégiques, notamment dans le cadre des marchés publics ou de la mise aux enchères des énergies renouvelables. Pour soutenir la main-d'œuvre, ses compétences sont améliorées grâce à des académies industrielles nettes zéro et à des zones industrielles à forte concentration ("vallées").

Le territoire de l'UE devrait disposer d'ici 2030 de capacités de stockage pour l'injection géologique d'au moins 50 millions de tonnes de CO₂ par an. La recherche et l'innovation dans ce domaine seront également encouragées afin de garantir que l'Europe reste un leader mondial.

La protection de la compétitivité de l'industrie européenne est un autre objectif de la NZIA. Des mesures spécifiques visent à garantir que les entreprises européennes ne soient pas désavantagées dans la concurrence mondiale parce qu'elles doivent se conformer à des exigences environnementales plus strictes. Un exemple en est CBAM, le système de compensation des émissions de CO₂. La transition vers une industrie neutre en carbone doit également conduire à la création de nouveaux emplois dans les technologies et industries vertes.

Les progrès accomplis dans la réalisation des objectifs de la loi seront mesurés à l'aide de deux valeurs de référence. Premièrement, la capacité de production des technologies "net zero" telles que les modules photovoltaïques, les éoliennes, les batteries et les pompes à chaleur doit atteindre 40 pour cent des besoins d'utilisation de l'UE. Deuxièmement, un objectif concret est fixé pour une part plus importante de ces technologies dans l'UE, afin d'atteindre 15 pour cent de la production mondiale d'ici 2040.

Conclusion

La décision sur le Net-Zero Industry Act (NZIA) est une étape importante de l'UE pour promouvoir l'utilisation industrielle des technologies "net zero" et atteindre les objectifs climatiques. Grâce à des incitations et des investissements ciblés dans des projets verts ainsi qu'à des mesures réglementaires, la NZIA crée un environnement planifiable et simplifié pour les entreprises. Le règlement soutient le développement et l'utilisation de technologies de réduction des émissions de gaz à effet de serre et renforce la compétitivité de l'Europe dans la course mondiale aux technologies vertes.

Les mesures de la NZIA visent à surmonter les obstacles au développement des capacités de production en Europe. L'Act favorise la qualification de la main-d'œuvre et assure la création de nouveaux emplois dans les industries vertes. La mise en place de capacités de stockage géologique du CO₂ et le soutien aux technologies stratégiques renforcent la résilience et la durabilité du système énergétique européen.

Der Beitrag NZIA durch die EU beschlossen erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Le nouveau contrat de notre partenaire Olympus Power avec l'ADE, un investisseur renommé dans les solutions d'énergie durable, comprend une combinaison de Installations d'exploitation et un pipeline de plus de 50 MW de systèmes solaires sur toit pour les clients commerciaux et industriels au Royaume-Uni et dans toute l'Europe.

Grâce à cette collaboration, Olympus Power et ADE peuvent accélérer la mise en œuvre de projets d'énergie renouvelable en fournissant des financements à long terme pour Contrats de fourniture d'électricité (PPA) qui permettront aux entreprises de se décarboniser facilement et à moindre coût. Le partenariat tire parti de la dynamique actuelle du marché de l'énergie solaire commerciale et propose aux entreprises des solutions d'énergie renouvelable à long terme et abordables par le biais d'AAE. sans investissements. Les clients peuvent ainsi facilement réduire leurs coûts énergétiques et leurs émissions de CO₂.

Simon Nicholls, PDG d'Olympus Power, déclare : "La collaboration avec ADE aidera les entreprises britanniques à investir davantage dans les énergies renouvelables et à accélérer la transition vers une économie nette zéro".

John Behan, fondateur et PDG d'ADE, a ajouté : "Nous sommes ravis de travailler avec Olympus Power. Ce partenariat nous permet d'investir des capitaux considérables par l'intermédiaire d'un développeur expérimenté. Notre objectif est de simplifier Net Zero pour les clients professionnels grâce à des solutions de financement innovantes et durables".

Nous félicitons Olympus Power pour cette importante coopération et sommes fiers de faire partie de ce développement précurseur dans le domaine des énergies renouvelables.

Der Beitrag Unser Partner Olympus Power und ADE investieren 50 Mio. £ in Solar-Projekte erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

En revanche, un scénario de transition énergétique accéléréequ'un développement plus important et plus rapide des énergies renouvelables ainsi qu'une modernisation plus rapide des réseaux d'électricité et de chaleur aideraient l'Allemagne à atteindre son objectif de neutralité climatique d'ici 2045. Le coût total de ce scénario est estimé à 13,2 billions d'euros et pourrait même être moins cher à long terme, étant donné qu'aucun investissement supplémentaire ne serait nécessaire après 2045 et que les coûts de l'énergie diminueraient. Les auteurs recommandent donc de réduire rapidement les émissions de gaz à effet de serre et proposent des mesures telles que des prêts subventionnés par l'État afin d'accroître l'acceptation de la transition énergétique.

Étude PwC : les coûts énergétiques se taillent la part du lion

L'étude de PwC souligne que les Coûts énergétiques représentent la majeure partie du coût total de la transition énergétique, entre 60 et 80%tandis que la part des Coûts d'investissement seulement entre 20 et 40% sont en hausse. Dans le scénario accéléré, les investissements dans les secteurs de consommation tels que les ménages, l'industrie, les transports et autres s'élèvent à environ 5,3 billions d'euros, contre environ 3,9 billions d'euros dans le scénario "poursuite de la politique actuelle". Les coûts énergétiques agrégés jusqu'en 2050 s'élèvent à environ 7,9 billions d'euros dans le scénario accéléré et à 9,4 billions d'euros dans l'autre scénario. Grâce à la efficacité énergétique croissante les besoins énergétiques totaux diminuent, ce qui réduit également les coûts. Les coûts énergétiques dans le scénario accéléré sont d'environ un billion d'euros inférieurs à ceux du scénario "continuer comme avant".

Avantages d'un développement accéléré

L'avantage économique du scénario accéléré augmente avec la durée d'observation, car les effets positifs d'un approvisionnement en énergie neutre en émissions sont renforcés. Ce scénario favorise nouveaux modèles commerciaux, plus Investissements et emplois viables dans le domaine des technologies vertes, ce qui rend l'Allemagne plus attrayante dans la concurrence mondiale entre les sites. Bien que les résultats varient selon les secteurs économiques, l'avantage économique global du scénario accéléré l'emporte nettement. Les coûts d'investissement se situent principalement dans le secteur de l'énergie, notamment pour les énergies renouvelables et les réseaux d'électricité et de chaleur.

L'étude PwC prend en compte le retour sur investissement

Les coûts d'investissement sont répercutés sur les autres secteurs par le biais des prix des produits de base, des tarifs de réseau et des prélèvements, ce qui est pris en compte dans le coût total de leur neutralité en termes d'émissions de CO₂. Dans le secteur résidentiel, la décarbonisation nécessite principalement des mesures telles que l'approvisionnement en chauffage respectueux du climat et l'amélioration de l'efficacité des bâtiments. Dans le scénario accéléré, l'étude PwC vise un approvisionnement énergétique sans émissions, avec environ la moitié des ménages utilisant de l'électricité décentralisée et 40% de la chaleur centralisée comme le chauffage urbain. Les coûts totaux augmentent d'environ 0,5 billion d'euros d'ici 2050 par rapport au scénario "continuer comme avant", mais la baisse des coûts énergétiques est comparativement moins importante, car les investissements n'auront pas encore été amortis à cette date.

Les investissements à long terme sont rentables dans l'industrie

Plusieurs autres études ont déjà identifié des mesures de transformation possibles pour les Industrie qui ont été prises en compte dans cette analyse. Elles vont du changement de source d'énergie au captage et à l'utilisation du CO₂. Dans le scénario accéléré, la chaleur de processus de l'industrie est en grande partie couverte par l'électricité et l'hydrogène vert. Les coûts totaux de l'industrie augmentent plus lentement dans le scénario accéléré et sont légèrement inférieurs en 2050, principalement en raison d'une efficacité énergétique accrue. Les coûts énergétiques devraient augmenter, mais peuvent être compensés par des mesures d'efficacité énergétique globales, ce qui les fait baisser à partir de 2045 dans le scénario accéléré. Les investissements dans la protection climatique accélérée sont donc à long terme économique pour l'industrie moins cher que de s'en tenir au statu quo.

Promouvoir l'e-mobilité et l'efficacité des processus et des bâtiments

La décarbonisation du secteur des transports passe par l'électromobilité, les transports publics et le fret ferroviaire. Des investissements supplémentaires sont nécessaires pour augmenter la part de l'électromobilité à 80% d'ici 2040 et pour changer les comportements de mobilité. Jusqu'en 2045, les coûts totaux sont moins élevés dans le scénario accéléré que dans le scénario "Poursuite de la politique actuelle", principalement en raison de l'électrification, qui permet de réaliser d'importantes économies de coûts énergétiques. Les investissements en matière de changement climatique dans le secteur des transports sont rentables à long terme, car ils entraînent une baisse des coûts totaux cumulés et sont rapidement amortis. Dans le secteur de l'artisanat, du commerce, de l'agriculture et des communes, l'accent est mis sur le chauffage des bâtiments, l'amélioration de l'efficacité des processus et des bâtiments et le passage à l'électricité.

Conclusion sur les résultats de l'étude PwC

L'étude de PwC examine la transition énergétique en Allemagne d'un point de vue écologique et économique. Elle montre qu'une accélération de la transition vers les énergies renouvelables et de la modernisation des infrastructures énergétiques offre des avantages économiques considérables à long terme. Et ce, non seulement sur le plan macroéconomique, mais aussi pour les entreprises individuelles. Par rapport au scénario "continuer comme avant", les coûts totaux pourraient certes être similaires, mais les coûts énergétiques seraient considérablement plus faibles dans le scénario accéléré, d'où ce bilan économique positif.

De nouveaux modèles commerciaux, des investissements accrus et la création d'emplois d'avenir dans le domaine des technologies vertes renforceraient également l'Allemagne dans la concurrence mondiale entre les sites. Malgré des différences sectorielles, l'avantage économique du scénario accéléré l'emporte nettement. Il est donc recommandé d'accélérer les mesures de réduction des émissions de gaz à effet de serre et de proposer des crédits d'État à faible taux d'intérêt afin de favoriser l'acceptation de la transition énergétique.

Plus d'informations dans notre livre blanc Nouvelles obligations pour les entreprises : Loi européenne sur le changement climatique.

Der Beitrag PwC-Studie: Langfristige Vorteile durch schnelle Energiewende erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

19 TWh perdus en 2023 en raison de la congestion du réseau

En 2023, les éoliennes ont été de plus en plus souvent coupées, car les réseaux n'avaient pas assez de capacité pour acheminer l'électricité du nord vers le sud. Ces Goulets d'étranglement du réseau ont conduit à ce qu'environ 19 térawattheures d'électricité ont été perdus, ce qui représente environ quatre pour cent de la production totale d'électricité en Allemagne. En particulier les parcs éoliens étaient par le Redispatch touchées, tandis que les centrales au charbon et au gaz du sud ont dû produire de l'électricité supplémentaire pour répondre à la demande.

Depuis 2020, les coûts de redispatching augmentent rapidement

En 2023, les coûts du redispatching, y compris la gestion de l'injection, s'élevaient à environ 2,35 milliards d'euros, par rapport à 2,7 milliards d'euros en 2022, ce qui représente une augmentation de 2.345 pour cent par rapport à 2013. L'analyse des données de l'Agence fédérale des réseaux montre que les mesures d'équilibrage pour la gestion des congestions sont de plus en plus souvent nécessaires. Ainsi, le besoin total de régulation de 2022 par rapport à 2021 est de 19 pour cent à 32 772 GWh a augmenté. En 2022, les coûts correspondants s'élevaient à 4,2 milliards d'euros, dont les deux tiers, soit 2,7 milliards d'euros, étaient imputables au seul redispatching. Entre juillet 2021 et juillet 2023 notamment, les coûts ont fortement fluctué, oscillant entre 32 et 477 millions d'euros selon les mois. En 2024, un autre facteur déterminant sera également le Suppression de l'opération prévue Subventions de 5,5 milliards Il s'agit d'un montant de 1,5 million d'euros pour les gestionnaires de réseau de transport (GRT), qui a été nécessaire dans le cadre du remaniement budgétaire de décembre 2023.  

Les raisons de l'augmentation des coûts de redispatching

Plusieurs facteurs contribuent à l'augmentation des coûts, notamment Retard dans l'extension du réseau et le développement insuffisant des énergies renouvelables dans le sud. Alors que les goulets d'étranglement dans le réseau de transport se produisent principalement dans le sud, dans le nord, la production d'électricité verte par les centrales éoliennes est supérieure aux besoins, ce qui entraîne des défis supplémentaires en matière de transport d'électricité. Par exemple, un jour de grand vent mais couvert, une grande quantité d'électricité est produite au nord, alors que le flux est moindre au sud. Il faudrait donc une grande capacité de transport pour acheminer l'électricité du nord vers le sud. Or, cette capacité n'est pas encore suffisante, notamment en Bavière.

Le site le manque de capacités de transmission sont également un problème pour la protection du climat, car les centrales électriques, qui sont généralement mises en service dans le cadre du redispatching, consomment des combustibles fossiles. Bien que la priorité d'injection soit en principe accordée aux énergies renouvelables, les centrales à charbon et à gaz continuent généralement d'être utilisées pour stabiliser le réseau électrique lorsqu'il n'y a pas assez d'électricité renouvelable.

Pour que le réseau électrique ne soit pas surchargé, les GRT doivent donc intervenir de plus en plus souvent. Ces opérations et ce que l'on appelle les Énergie de réglage font grimper les coûts de redispatching. Selon le moment de la journée et les conditions météorologiques, la production d'électricité volatile des énergies renouvelables en Allemagne varie actuellement entre 3 et 55 gigawatts. Dans les bons mois, il suffit pour cela d'environ 300 interventions et dans les mois plus variables, il faut compenser jusqu'à 4.500 écarts.

Impact direct sur le prix de l'électricité

Les conséquences de l'augmentation des coûts de redispatching sont importantes. Tout d'abord, ils sont intégrés dans les calculs uniformes au niveau fédéral des quatre GRT allemands qui les a ensuite envoyés aux quelque 900 gestionnaires de réseaux de distribution régionaux transmettre à d'autres. A partir de là, les coûts d'utilisation du réseau électrique varient considérablement selon les régions et les fournisseurs, et les différences de prix peuvent aller jusqu'à 300 pour cent pour les Rémunérations du réseau électrique sont générés. Pour les ménages privés, les coûts de redispatching se traduisent généralement directement par des augmentations de la rémunération du réseau. Pour les clients commerciaux et industriels à forte consommation d'énergie en moyenne tension, qui concluent habituellement des contrats de fourniture d'électricité extrêmement individuels, l'augmentation n'intervient généralement qu'un peu plus tard.

Conclusion

Les défis actuels du secteur énergétique allemand exigent des solutions urgentes pour faire progresser l'extension du réseau tout en réduisant les coûts de l'électricité. Une réforme fondamentale des tarifs de réseau pourrait permettre une répartition plus équitable des coûts et créer des incitations pour une utilisation plus flexible de l'électricité. En outre, des mesures devraient être prises pour augmenter les capacités de transport et réduire l'utilisation des centrales électriques fossiles. Une action concertée au niveau politique et économique est nécessaire pour relever ces défis et faire progresser avec succès la transition énergétique.

Der Beitrag Steigende Redispatch-Kosten erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

75,9 TWh d'énergies renouvelables au premier trimestre 2024

Les différentes sources d'énergie renouvelables ont contribué de manière variable à la production d'électricité. Naturellement, ce sont surtout l'énergie éolienne, l'énergie hydraulique et la biomasse qui ont dominé en janvier, février et mars. Voici les chiffres pour le premier trimestre 2024 :

Énergie éolienne: Avec 39,4 TWh a fourni la Énergie éolienne sur sitet la plus grande contribution à la production d'électricité renouvelable et la Parcs éoliens off-shore ont produit en plus 8,7 TWh.

Biomasse: Avec 12,8 TWh la biomasse a également contribué de manière significative à la couverture des besoins en électricité.

SolaireLes installations photovoltaïques ont généré 9,6 TWh et jouent un rôle de plus en plus important dans l'approvisionnement en énergie pendant les mois les plus sombres.

L'énergie hydraulique : Avec 5,3 TWh l'énergie hydraulique a également contribué de manière significative à la production d'électricité en raison de l'abondance des barrages et des réservoirs.

Augmentation de 18% en 2024

L'ajout de centrales éoliennes et solaires au premier trimestre 2024 est particulièrement remarquable : avec une augmentation totale de 4 400 mégawatts, la capacité installée a augmenté de 18 % par rapport au même trimestre de l'année précédente. La construction de centrales solaires s'est élevée à 3 731 mégawattstandis que les éoliennes ont été installées à 718 mégawatts ont été étendues. L'objectif de développement de l'énergie éolienne a néanmoins été manqué de 2,8 GWh. En revanche, le développement du photovoltaïque a dépassé les prévisions de 7,9 GWh.

Les chiffres actuels de la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables au premier trimestre 2024 en Allemagne montrent des progrès encourageants sur la voie d'un approvisionnement énergétique durable. Il est particulièrement encourageant de constater la forte Croissance du photovoltaïque, mais d'autres énergies renouvelables comme l'énergie éolienne, l'énergie hydraulique et la biomasse ont également contribué à l'augmentation de la part des énergies renouvelables dans la consommation d'électricité. Le site des procédures d'autorisation accélérées par le Paquet solaire I pour Éoliennes et Parcs solaires poursuivront le développement continu et réduiront encore la dépendance aux combustibles fossiles. Toutefois, la planification et la mise en œuvre des infrastructures, qui s'imposent d'urgence, constituent encore un défi particulier auquel il faut désormais travailler d'arrache-pied.

Néanmoins, les développements actuels montrent que l'Allemagne est sur la bonne voie pour atteindre ses objectifs ambitieux dans le domaine des énergies renouvelables. En poursuivant les efforts et en mettant en œuvre des mesures cohérentes, il est possible de relever les défis et de réaliser un avenir énergétique durable.

Der Beitrag Q1 2024: Erneuerbare Energien decken 56 % des deutschen Strombedarfs erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Le processus législatif n'a repris que lorsque la coalition des feux de signalisation s'est réunie le 15 avril 2024 sur sur le projet de paquet solaire I. Les ratifications par le Bundestag et le Bundesrat ont eu lieu le 26 avril 2024. Toutes les modifications sont maintenant en cours d'élaboration et seront plus tard transmises au président fédéral pour signature. Début / mi-mai, il devrait alors être validé.

Le paquet solaire I aura une influence sur la loi sur les énergies renouvelables et sur d'autres lois du secteur de l'énergie, ainsi que sur d'autres directives et règlements. Contrairement à notre rapport d'août 2023 sur le paquet solaire I, le catalogue complet des mesures est désormais connu. Voici un aperçu des principaux changements :

Paquet solaire I : mesures générales

Pas de "bonus de résilience. L'industrie solaire nationale a demandé un tarif de rachat plus élevé pour les installations solaires intégrant des composants européens. Cela ne fait plus partie du paquet solaire.

Pas d'objectifs sectoriels individuels. Chaque secteur devait à l'origine poursuivre un objectif climatique spécifique et être évalué en fonction de celui-ci. Selon le paquet solaire I, tous les secteurs sont désormais regroupés en une valeur globale d'émissions de CO₂. Si certains secteurs n'atteignent pas leurs objectifs climatiques, ils doivent présenter des programmes d'urgence pour l'année suivante afin de prendre des mesures de réduction supplémentaires.

Contrôle permanent des objectifs climatiques. Les émissions de CO₂ des secteurs sont contrôlées en permanence ou en continu et ne sont pas évaluées rétroactivement comme par le passé, ce qui permet de réagir plus rapidement aux évolutions.

Les objectifs climatiques deviennent obligatoires. L'Allemagne s'engage à réduire les émissions de gaz à effet de serre d'au moins 65% d'ici 2030 et d'au moins 88% d'ici 2040 (par rapport à 1990). Pour ce faire, les conditions de soutien doivent être améliorées et les taux de soutien à l'énergie solaire augmentés. L'objectif de développement du photovoltaïque d'ici 2030 est d'au moins 80 GW en Allemagne.

Photovoltaïque au sol : réduction de la bureaucratie et procédures plus rapides

Parcs solairesL'éligibilité sera augmentée de 20 à 50 MWp et l'autorisation sera facilitée dans les "zones défavorisées". Pour ce faire, le règlement d'urgence de l'UE sur la procédure d'autorisation accélérée, qui devait expirer en 2024, sera prolongé d'un an. Les parcs solaires subventionnés devront toutefois répondre à des critères minimaux de protection de la nature. De plus, le volume de l'appel d'offres sera progressivement porté à 2.075 MW. Pour la pose des câbles de raccordement nécessaires, une utilisation simplifiée des chemins sur le domaine public doit intervenir, comme pour les câbles de télécommunication ou les lignes à haute tension. L'obligation de tolérance prévue sur les terrains privés n'a toutefois pas été imposée en raison de réserves constitutionnelles émises par la CDU/CSU et le FDP. Les propriétés de l'armée allemande en sont également exclues.

Argi-PV & Abris de voiture solairesLors des appels d'offres, il y aura à l'avenir un nouveau segment qui tiendra compte de la surélévation par une valeur maximale plus élevée. Jusqu'à présent, les systèmes de montage plus complexes (à partir de 2,1 mètres) des grands carports solaires, des Argi-PV, des Floating-PV ou des Mooren n'étaient pas pris en compte.

Mesures pour les grandes installations photovoltaïques sur les toits

Certifications pour les installations jusqu'à 500 kW de puissance installée : Dans la mesure où de telles installations PV sont exploitées avec une puissance d'alimentation maximale de 270 kW, elles sont exclues de la certification d'installation selon VDE-AR-N 4110 n'est plus nécessaire. Un certificat d'installation ne sera donc plus nécessaire à partir de 135 kW, mais seulement à partir de 500 kW de puissance installée.

Installations jusqu'à 400 kW puissance installée de l'installationpour l'approvisionnement des bâtiments communautaires : Selon la loi sur les énergies renouvelables, toutes les installations photovoltaïques d'une puissance installée de 100 à 400 kW doivent faire l'objet d'une commercialisation directe. Si ces grandes installations sur des bâtiments d'habitation sont optimisées pour l'approvisionnement collectif des bâtiments, cette obligation peut être supprimée. Elles peuvent alors injecter gratuitement leur électricité excédentaire dans le réseau public. Cette solution est souvent plus avantageuse que de faire appel à une entreprise de commercialisation directe pour de faibles quantités d'électricité résiduelle.  

Rémunération plus élevée du courant injectéPour les installations solaires de 40 kWp à 750 kWp, il est prévu d'augmenter les taux de rémunération pour l'alimentation du réseau. Il est question d'une aide supplémentaire de 1,5 centime par kW afin d'augmenter l'attractivité.

Abaissement de la limite de l'appel d'offres : La participation obligatoire aux enchères pour les toits commerciaux doit être abaissée de 1 MWp actuellement à 0,75 MWp. Ces installations doivent donc recevoir une prime de marché si elles souhaitent bénéficier d'une aide. Il est prévu de doubler le volume des appels d'offres pour les toitures photovoltaïques.

Repowering simplifié : Le site Repowering d'installations PV et la commercialisation directe de l'électricité solaire produite par des installations en toiture et au sol doivent être simplifiées. Ces deux types d'installations ne perdront plus leur droit à la rémunération EEG grâce à de telles mesures.

Nouvelles règles pour le stockage d'électricité dans le cadre du paquet solaire I

Stockage d'électricité/de batteriesElles ne doivent pas servir exclusivement de stockage intermédiaire pour les énergies renouvelables. Électricité/Stockage sur batterie sont désormais également éligibles s'ils sont utilisés comme stockage intermédiaire pour l'électricité conventionnelle ou grise du réseau. Cette utilisation dite "multi-usage" doit contribuer à la stabilisation du réseau électrique. L'ancien "principe d'exclusivité" est donc renversé, de sorte que tous les accumulateurs à batterie bénéficient de la rémunération EEG.

Mesures pour les petites installations PV

Raccordement simplifié au réseau pour les installations jusqu'à 30 kWpLe raccordement simplifié au réseau pour les installations photovoltaïques, qui était jusqu'à présent autorisé pour les installations jusqu'à 10,8 kWp, s'appliquera désormais aux installations jusqu'à 30 kWp. Pour les exploitants, cela signifie que leur installation solaire est considérée comme autorisée s'ils ont déclaré leur nouvelle installation au gestionnaire de réseau et n'ont pas reçu de réponse dans un délai de quatre semaines. Cela s'applique également aux locataires de bâtiments d'habitation et de leurs dépendances, dans la mesure où l'électricité produite n'est pas acheminée par le réseau public. Dans la foulée, les possibilités de facturation devraient également devenir moins compliquées.

Installations PV jusqu'à 25 kWp: elles peuvent désormais passer à la commercialisation directe sans commande à distance. Il n'est donc plus nécessaire d'avoir une possibilité de commande à distance pour ces petites installations.

Centrales électriques de balconL'enregistrement et l'exploitation des centrales électriques de balcon doivent être simplifiés. Pour ce faire, il ne sera plus nécessaire de s'inscrire auprès du gestionnaire de réseau et une simple inscription au registre des données de base suffira. De plus, la taille autorisée passe de 600 à 800 watts et les compteurs électriques ne doivent plus obligatoirement être remplacés avant une installation.

Nouvelles règles pour les centrales éoliennes dans le paquet solaire I

La construction de centrales éoliennes doit également être accélérée. Pour ce faire, les autorités désignent des zones d'accélération conformément au droit européen. Le gouvernement fédéral espère ainsi accélérer les procédures et réduire la bureaucratie pour les parcs éoliens. De même, les éoliennes volantes n'auront plus besoin à l'avenir d'une expertise de site coûteuse. Leur éligibilité à la loi sur les énergies renouvelables sera évaluée à l'aide de nouvelles valeurs de référence de rendement.

Conclusion

Le paquet solaire I représente une étape nécessaire et attendue sur la voie d'un avenir énergétique durable. Les multiples mesures font progresser le développement de l'énergie solaire et la transition énergétique en Allemagne. Avec un objectif clair et des conditions générales améliorées, la loi crée une incitation à investir dans les énergies renouvelables et contribue à la réduction des émissions de CO₂.

Der Beitrag Solarpaket I: Neue Impulse für die Energiewende erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

En comparaison à l'allemand Loi sur les obligations de vigilance de la chaîne d'approvisionnement (LkSG) la CSDDD va beaucoup plus loin – tant en profondeur des exigences qu'en termes de risques de responsabilité.

Qu'est-ce que la CSDDD expliquée simplement ?

La CSRDD est une directive européenne qui oblige les entreprises à :

• Risques pour Droits de l'homme et environnement identifier
• Mesures de Prévention et minimisation mettre en œuvre
• leur intégralité surveiller la chaîne de valeur
• régulièrement rendre compte publiquement

Objectif : intégrer la durabilité de manière contraignante dans les modèles économiques – pas seulement sur une base volontaire.

Quelles sont les entreprises concernées par la CSDDD ?

La version finale a été considérablement limitée désormais. Actuellement, la règle est la suivante :

• > 5.000 Mitarbeitende
• > 1,5 Mrd. € Jahresumsatz weltweit
• s'applique également à Entreprises non membres de l'UE avec chiffre d'affaires UE correspondant

Commencer : 26 juillet 2029 (uniforme pour toutes les entreprises concernées)

Important : Même les petites entreprises sont indirectement touchées – via les chaînes d'approvisionnement des grandes entreprises („ effet d'entraînement “).

La CSDDD exige concrètement des entreprises qu'elles :

1. Analyse des risques et prévention

Les entreprises doivent examiner systématiquement :

• Où naissent les risques pour l'environnement et les droits de l'homme ?
• Quels fournisseurs sont particulièrement critiques ?

2. Mesures et Intégration

• Adaptation des processus métier
• Intégration dans les systèmes de gestion de la conformité et des risques
• Mise en œuvre de mesures de prévention concrètes

3. Plan climat (objectif 1,5°)

Les entreprises doivent s'assurer :

• Le modèle d'affaires est avec le Accord de Paris compatible
• Des plans de transformation concrets sont élaborés

4. Suivi et rapports

• Divulgation annuelle
• Transparence des mesures et des progrès

5. Responsabilité civile

L'une des plus grandes différences : les entreprises peuvent être poursuivi en dommages-intérêts

Différence entre la CSDDD et la LkSG (Allemagne)

La CSRDD est nettement plus complète et juridiquement plus stricte :

Quels sont les impacts de la CSDDD sur les entreprises ?

Grandes entreprises directement concernées :

• Construction complexe Système de diligence raisonnable
• Plus haut Coût de mise en conformité et de reporting
• Neue Risques de responsabilité

Entreprises indirectement concernées (PME) :

• Les exigences ESG des clients augmentent
• Les preuves de durabilité deviennent une exigence
• La pression concurrentielle augmente

Particulièrement pertinent pour :

• Industrie
• Entreprises à forte intensité énergétique
• Fournisseurs de grands groupes

Quel rôle jouent l'énergie et le photovoltaïque dans le contexte de la CSDDD ?

La directive accentue la pression pour la décarbonisation :

• La réduction du CO₂ Partie de l'obligation de diligence
• L'approvisionnement en énergie est au centre de la conformité
• Les entreprises doivent activement réduire leurs émissions

Mesures concrètes :

• Utilisation de Installations photovoltaïques
• Clôture de Contrats d'achat d'électricité (CAE)
• Utilisation de Accumulateurs de grande capacité et gestion de l'énergie

Résultat : L'énergie passe du facteur de coût à levier ESG stratégique

Quelles sanctions sont encourues en cas de violation ?

• Amendes (selon le chiffre d'affaires)
• Recours civils par les personnes concernées
• Un préjudice de réputation
• Perte de commande : Exclusion des chaînes d'approvisionnement des grandes entreprises

Comment les entreprises devraient-elles se préparer maintenant ?

Même si la CSDDD n'entrera en vigueur qu'en 2029, une action précoce est cruciale :

1. Analyser les chaînes d'approvisionnement

• Créer de la transparence sur les fournisseurs
• Évaluer les risques

2. Développer une stratégie ESG

• Intégrer la durabilité dans les processus d'affaires
• Définir la stratégie de réduction du CO₂

3. Optimiser la stratégie énergétique

• Vérifier l'auto-approvisionnement par photovoltaïque
• Réduire les coûts d'électricité et les émissions

4. Digitaliser les processus

• Mettre en place des systèmes de surveillance et de reporting
  

Conclusion : La CSDDD, un tournant stratégique

La CSDDD est plus qu'une simple réglementation – elle marque une Changement de paradigme dans la gestion d'entreprise.

• La durabilité devient obligatoire
• Les chaînes d'approvisionnement deviennent transparentes
• L'énergie devient le facteur de contrôle central

Les entreprises qui agissent tôt bénéficient doublement :

• Sécurité juridique
• Avantages concurrentiels

Le potentiel est immense, notamment dans le secteur de l'énergie : ceux qui investissent aujourd'hui dans le photovoltaïque, les PPA et la gestion de l'énergie ne se contentent pas de satisfaire aux exigences réglementaires, mais garantissent également la rentabilité et la viabilité à long terme.

Der Beitrag CSDDD (Corporate Sustainability Due Diligence Directive): Pflichten, Auswirkungen & Unterschiede zum LkSG erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Rapports sur le développement durable de la LSME

En conséquence, les orienté vers le marché des capitaux les PME ("Listed Small and Medium-sized Enterprises") dont les titres sont négociés dans l'UE, au plus tard à partir de 2028 le devoirLes entreprises qui ont fait appel à l'ESG sont tenues de présenter leur impact ESG dans un rapport public. Rapport sur la LSME de l'UE. Environ 1.100 entreprises en Europe, dont une centaine en Allemagne, seraient actuellement concernées. La structure simplifiée des rapports de durabilité LSME prévoit dans un premier temps des indications ESG générales, des exigences, des principes, des mesures ainsi que des objectifs et exige les chiffres clés correspondants de l'entreprise. De même, certaines exigences de publication ne sont pas aussi strictes que pour les rapports CSRD.

Rapports sur le développement durable de la VSME

Les rapports VSME ("Voluntary Small and Medium-sized Enterprises") sont en revanche volontaire. Ils doivent non axées sur le marché des capitaux permettre aux PME de documenter plus facilement leurs objectifs et projets de durabilité. En effet, c'est précisément ce que les petites et moyennes entreprises sous-traitantes demandent de plus en plus souvent dans la pratique à leurs fournisseurs. Mandants, Parties prenantes ou Prêteurs exige. Les entreprises soumises à l'obligation d'établir des rapports sur la RSE envoient déjà de plus en plus de questionnaires individuels à leurs fournisseurs et les mettent ainsi sous pression. Une norme VSME pourrait contribuer à alléger la charge indirecte qui pèse sur les PME dans ce domaine.

L'élaboration doit rester pratique pour les PME

Lors de l'élaboration des normes, l'EFRAG attache une importance particulière à la conception simple des rapports de durabilité. Ce faisant, elle tente de prendre en compte tous les aspects des micro, petites et moyennes entreprises. D'une part, les rapports doivent répondre aux besoins d'information des partenaires commerciaux et des institutions financières soumis à l'obligation de rapport et, d'autre part, les charges liées à la collecte d'informations des PME ne doivent pas être excessives. Ce n'est que si ces deux conditions sont remplies que les futurs rapports sur le développement durable LSME et VSME seront un modèle de réussite pour les deux parties.

Contenu prévu des rapports sur la durabilité de la LSME et de la VSME

Les contenus prévus pour les Rapports sur la LSME s'orientent principalement sur les exigences des directives comptables de la CSRD. Les rapports doivent contenir des informations qui révèlent les principaux impacts, opportunités et risques liés aux aspects environnementaux, sociaux et durables de la gestion d'entreprise. Le projet est divisé en une structure simplifiée et comprend trois sections principales : "Exigences générales", "Informations générales" et "Principes, mesures et objectifs". En outre, trois autres sections sont consacrées aux indicateurs dans les domaines de l'environnement, du social et des pratiques d'entreprise.

Sur Rapports de la VSME l'EFRAG prévoit une structure modulaire. Ils doivent être établis chaque année et peuvent, sous certaines conditions, être intégrés en tant que section séparée dans le rapport de gestion (du groupe). Dans le cas contraire, une publication indépendante est prévue. Il doit être disponible en même temps que les états financiers annuels/consolidés ou les rapports financiers, si ceux-ci sont requis. L'entreprise peut omettre certaines informations confidentielles. À partir de la deuxième année, des chiffres comparatifs par rapport à l'année précédente doivent figurer dans le rapport. Il existe un Module de baseLe premier module, qui doit figurer dans tous les rapports de durabilité de la VSME et qui comprend environ 30 points de données, ainsi que deux modules optionnels supplémentaires qui peuvent être complétés de manière variable.

Le site Module PAT (Policies, Actions, Targets) complète le module de base pour les entreprises ayant déjà défini des politiques de durabilité. Une analyse de matérialité selon le projet de norme VSME est nécessaire pour divulguer des informations essentielles sur la durabilité. Le module explique les politiques, actions et objectifs de l'entreprise et traite de l'efficacité énergétique, des émissions de gaz à effet de serre, des risques financiers et des aspects sociaux.

Le site Module partenaire d'affaires (module BP) étend la publication de données supplémentaires pour les prêteurs, les investisseurs et les partenaires commerciaux. Une analyse de matérialité selon le projet de norme VSME est également requise ici. L'entreprise doit fournir environ 35 points de données et des descriptions, y compris les secteurs à risque, la diversité des genres et les objectifs de réduction des émissions. Des informations sur les risques physiques liés au changement climatique, les déchets, et la compatibilité avec les normes internationales telles que les principes directeurs des Nations unies relatifs aux entreprises et aux droits de l'homme sont également requises, de même que des informations sur les processus de conformité aux directives telles que les principes directeurs de l'OCDE à l'intention des entreprises multinationales et sur les éventuelles violations liées à la main-d'œuvre propre. En outre, des informations doivent être fournies sur l'utilisation des congés liés à la famille et sur le nombre d'apprentis.

Vaut-il la peine d'établir un rapport de durabilité VSME volontaire ?

Tout à fait. Il est préférable de rendre compte volontairement des aspects non financiers, car cela Transparence et Crédibilité d'une entreprise augmente et un favorise une image positive. En répondant aux attentes en matière de développement durable et de responsabilité sociale conformément à la norme VSME, les entreprises peuvent obtenir une Avantage concurrentiel obtenir et de meilleures relations avec les parties prenantes construire. L'introduction de cette norme investit dans un développement d'entreprise durable, minimise les risques environnementaux et sociaux, réduit les coûts et améliore l'efficacité des ressources. De plus, en appliquant la norme, les entreprises sont bien préparées aux nouvelles exigences légales et aux développements réglementaires en cours.

Quelle est la suite des événements ?

Les parties prenantes ont jusqu'au 21 mai 2024 pour soumettre leurs commentaires sur les projets à l'EFRAG via des questionnaires en ligne. L'EFRAG évaluera ces commentaires et présentera une version révisée des projets. Les versions finales devraient être publiées à l'automne 2024.

Der Beitrag LSME- und VSME-Nachhaltigkeitsberichte für KMU erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Le paquet de Pâques 2022 n'a pas seulement entraîné une révision de la loi sur les énergies renouvelables afin d'accélérer le développement des énergies renouvelables et des consommateurs. Il a également entraîné une refonte du système de taxes et de prélèvements dans la loi sur le financement de l'énergie (EnFG). Depuis lors, le financement de la promotion de l'EEG est assuré par le budget fédéral, et l'ancien prélèvement EEG a été supprimé.

Le site Cotisation de cogénération et les Contribution au réseau offshore ont été maintenues. Le BAFA a révisé le régime spécial de compensation (BesAR) et l'a limité à la prime de cogénération et à la prime de réseau offshore. Il vise à garantir que les entreprises restent compétitives face à la concurrence internationale en leur permettant également de réduire leurs coûts énergétiques. Le régime spécial de compensation est géré par le BAFA, qui le réexamine et l'adapte régulièrement.

Montant des dégrèvements accordés par le régime spécial de compensation

En général, la taxe de cogénération et la taxe offshore ne s'appliquent qu'au prélèvement d'électricité sur le réseau public. Production propre Électricité PVL'électricité consommée par les ménages ou transmise aux locataires est de toute façon exonérée de ces prélèvements. libère. Le plafonnement des prélèvements du régime spécial de compensation s'applique aux entreprises dont la consommation est égale ou supérieure à 1 GWh/an (franchise)Le montant de l'amende dépend de la branche et s'applique aux branches à forte intensité de coûts d'électricité des listes 1 et 2 de la LEne.

Les entreprises de la liste 1 ne doivent plus payer que 15 % des prélèvements selon le régime spécial de compensation et celles de la liste 2 25 %. Début 2023, le BAFA a déjà retiré des deux listes initiales environ 100 secteurs. Les entreprises de ces secteurs peuvent toutefois bénéficier jusqu'en 2028 d'une réglementation transitoire ou de cas de rigueur conformément à l'article 67, paragraphes 2 à 5 de l'EnFG, dans le cadre de laquelle les prélèvements ne sont toutefois pas limités aux 85 ou 75 pour cent complets.

Les gestionnaires de réseau de transport (GRT) ont déjà annoncé les prélèvements pour l'année de consommation 2024. Le prélèvement KWKG s'élève à 0,275 ct/kWh et le prélèvement offshore à 0,656 ct/kWh. Les entreprises qui ont déposé avec succès une demande pour le régime spécial de compensation économisent au total par GWh environ 8.000 euros pour 15 % ou environ 7.000 euros pour 25 % de limitation des prélèvements.

Conditionnalité verte comme condition préalable au régime spécial de compensation

Le régime spécial de compensation révisé comprend à la fois une procédure de base et une procédure étendue. Conformément à l'EnFG, pour la procédure de base, il faut désormais pas d'attestation d'audit qui, par le passé, certifiait l'intensité des coûts de l'électricité en tant que valeur ajoutée brute sur la base de comptes annuels certifiés, n'est plus nécessaire. Celui-ci n'est désormais exigé que si l'entreprise opte pour la procédure étendue (limitation du supercap). Depuis le début de l'année 2023, les demandeurs de la procédure de base du régime spécial d'indemnisation doivent seulement conditionnalité verte justifier d'une expérience professionnelle. Toutefois, les conditions suivantes s'appliquent à la présentation de la demande :

• L'entreprise doit faire partie des Branches de l'annexe 1 ou 2.
• La consommation doit plus de 1 gigawatt-heure sont à la charge de l'entreprise. (La consommation du dernier exercice clôturé et la quantité d'électricité autoconsommée soumise à la redevance sont prises en compte).
• L'entreprise doit déjà 30 % de leur consommation d'électricité par de l'électricité verte non subventionnée ou par l'intermédiaire d'un Système de gestion de l'énergie ou ont déjà Mesures d'efficacité énergétique de l'année précédente. (En fonction de la consommation : ISO 50001 / ISO EN 50005 /EMAS ou autres justificatifs selon § 30 ENFG)
• L'entreprise doit au moins 50 % du montant de l'écrêtement pour des investissements visant à Décarbonisation des processus de production ou pour Mesures d'efficacité s'ils sont contraints de participer au système d'échange de quotas d'émission de l'UE.

Conclusion

Le régime spécial d'indemnisation (BesAR) est toujours un programme intéressant pour les entreprises grandes consommatrices d'énergie afin de réduire leurs coûts d'électricité. Depuis le paquet de Pâques 2022, il ne s'applique certes plus qu'à la cogénération et à la contribution au réseau offshore, mais il est désormais également ouvert aux entreprises plus petites qui ne sont pas légalement tenues de présenter des comptes annuels certifiés. Même si les entreprises ne font plus partie des secteurs répertoriés, elles devraient examiner attentivement, au cas par cas, s'il vaut la peine de déposer une demande en vertu de la réglementation transitoire ou des cas de rigueur.

Der Beitrag Besondere Ausgleichsregelung nach §§ 28 ff. EnFG erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Qu'est-ce que la météo énergétique ?

La météo énergétique joue un rôle crucial dans la prévision et l'optimisation de la production d'énergie à partir de sources renouvelables. Deux paramètres importants doivent être pris en compte dans la détermination de la météo énergétique Rayonnement global et les Vitesse du vent.

Le rayonnement global fait référence à l'ensemble du rayonnement solaire qui atteint la surface de la Terre. Il se compose du rayonnement solaire direct et du rayonnement céleste diffus. Le rayonnement global est un facteur déterminant dans la prévision de la production d'énergie à partir de Installations solaires. Plus le rayonnement global est élevé, plus la quantité d'énergie pouvant être produite à partir de la lumière du soleil est importante.

Outre le rayonnement global, la vitesse du vent joue également un rôle important dans la prévision de la production d'énergie à partir de Éoliennes. La vitesse du vent détermine la quantité d'énergie éolienne qui peut être produite par les éoliennes. Plus la vitesse du vent est élevée, plus la quantité d'énergie pouvant être produite à partir du vent est importante.

Le rayonnement global comme facteur de la météo énergétique

Le rayonnement global est influencé par différents facteurs, dont les Hauteur du soleilqui Couverture nuageusequi Pollution atmosphérique et les situation géographique. La hauteur du soleil détermine l'angle d'incidence des rayons solaires sur la surface de la terre. Plus le soleil est haut dans le ciel, plus les rayons du soleil sont directs et plus le rayonnement global est élevé. En revanche, la couverture nuageuse et la pollution atmosphérique réduisent le rayonnement global, car elles diminuent la quantité de lumière solaire qui atteint la surface de la Terre.

Le rayonnement global est calculé à l'aide de Pyranomètres qui mesurent l'ensemble du rayonnement solaire. Ces instruments sont conçus pour mesurer à la fois les le rayonnement solaire direct que les rayonnement diffus du ciel peuvent mesurer. Les données sont saisies en continu et sont également utilisées dans le cadastre solaire ou dans les prévisions énergétiques et météorologiques. Outre les pyranomètres, d'autres instruments de mesure sont utilisés, tels que Capteurs de rayonnement solaire et Stations météo pour obtenir des données précises sur le rayonnement global.

Le rayonnement global est soumis à différentes tendances et modèles qui sont importants pour les prévisions énergétiques et météorologiques. Par exemple, il y a saisonniers ou liés aux conditions météorologiques les variations du rayonnement global, qui sont liées à la position du soleil et à l'inclinaison de la Terre. Dans certaines régions, il y a aussi tendances à long termeLes tendances de l'énergie solaire sont le résultat de changements climatiques ou de modifications des conditions atmosphériques. L'analyse de ces tendances et de ces modèles permet de faire des prévisions précises sur le rayonnement global et d'optimiser la production d'énergie à partir d'installations solaires.

Dans la météo énergétique 2023, le rayonnement global de 1 144 kWh/m² était le deuxième plus faible des six dernières années, mais le sixième plus forte Depuis le début des enregistrements en 1991. Durant certains mois, dont février, mai, juin, juillet, septembre et octobre, le rayonnement global a été supérieur à celui de la période de référence 1991-2020. Le mois de septembre en particulier a été le plus radiatif depuis 1991, avec 124 kWh/m². Le mois de juin a également été très fort. L'automne 2023 a été le plus radiatif depuis 1991. L'hiver 2022/2023 a présenté une légère anomalie négative, surtout le mois de janvier qui a été nettement plus faible que d'habitude. Le centre de l'Allemagne a connu l'anomalie positive la plus élevée, tandis que la bordure sud des Alpes a présenté une anomalie légèrement négative.

La vitesse du vent comme facteur de la météo énergétique

La vitesse du vent est également influencée par différents facteurs, notamment caractéristiques topographiques, situation géographique et conditions atmosphériques. Les montagnes et les collines peuvent entraver le flux de vent et entraîner des vitesses de vent plus faibles. La situation géographique influence également la vitesse du vent, car les zones côtières et les paysages ouverts ont tendance à présenter des vitesses de vent plus élevées. De plus, les conditions atmosphériques, telles que les différences de pression atmosphérique et les gradients de température, peuvent influencer la vitesse du vent.

Elle est mesurée à l'aide de AnémomètresIls détectent le flux d'air. Ces instruments enregistrent la vitesse du vent en temps réel et fournissent des données précises pour les prévisions énergétiques et météorologiques. Outre les anémomètres, d'autres instruments de mesure sont utilisés, tels que Capteurs de direction du vent et les stations météorologiques sont utilisés pour obtenir des données précises sur la vitesse du vent. Le service météorologique allemand mesure les paramètres météorologiques à 100 mètres de hauteur et établit une moyenne des valeurs annuelles pour toute l'Allemagne.

Ainsi, les experts du DWD ont calculé qu'en 2023, la vitesse moyenne du vent serait de 5,98 m/s dans toute l'Allemagne. C'est la le plus élevé depuis 16 ans. Certains mois, dont janvier, novembre et décembre, ont connu des vitesses de vent particulièrement élevées, tandis que le mois de septembre a été l'un des moins venteux depuis 1950. Le printemps et l'automne ont été plus venteux que la moyenne, tandis que l'hiver a été légèrement plus venteux que la moyenne. La distribution des pourcentages de variation de la vitesse du vent en 2023 a montré une tendance positive dans le sud de l'Allemagne, tandis qu'elle s'est affaiblie vers le nord et l'est, devenant légèrement négative dans certaines régions.

Le rayonnement global et la vitesse du vent se complètent

Le rayonnement global et la vitesse du vent sont corrélés et se complètent pendant une année en Allemagne à un bon mélange de temps d'énergie. Par exemple, un rayonnement global élevé entraîne un réchauffement de l'air qui, à son tour, entraîne une augmentation de la vitesse du vent. Inversement, une vitesse de vent élevée peut briser la couverture nuageuse et entraîner une augmentation du rayonnement global. L'analyse précise de ces interactions et corrélations sert également à établir des prévisions à court terme du temps énergétique.

Dans l'ensemble, il s'avère que le rayonnement global plus élevé en été et les vitesses de vent plus importantes en hiver se traduisent par une augmentation de la consommation d'énergie. optimal pour une relativement une production d'énergie régulière par des installations éoliennes et solaires. L'Allemagne ne fait donc pas exception. A l'exception de l'est de la Méditerranée, le rayonnement global a été supérieur à la moyenne de la période de référence dans toute l'Europe en 2023. Des écarts positifs dans les vitesses de vent moyennes ont été observés dans une large bande allant du nord de la France, des Alpes, de l'Italie et des Balkans jusqu'à la mer Noire.

Conclusion

La météo énergétique de l'année 2023 a de nouveau enregistré des valeurs record pour les énergies renouvelables. Tant le rayonnement global que la vitesse du vent ont atteint des niveaux élevés. Bien que légèrement inférieur à celui de l'année précédente, le rayonnement global a été supérieur à la moyenne, notamment pendant certains mois comme septembre et juin. L'hiver a présenté une légère baisse, surtout en janvier. En revanche, les vitesses du vent ont atteint 5,98 m/s, soit la valeur la plus élevée depuis 16 ans, les mois de janvier, novembre et décembre étant particulièrement forts, tandis que le mois de septembre était relativement peu venté.

La météo énergétique prend en compte deux facteurs essentiels : le rayonnement global et la vitesse du vent. Le rayonnement global, qui comprend l'ensemble du rayonnement solaire sur la surface de la terre, est déterminant pour la production d'énergie solaire. La vitesse du vent, quant à elle, détermine la quantité d'énergie éolienne qui peut être produite. Les mesures et les analyses de ces paramètres permettent de faire des prévisions précises pour la production d'énergie à partir de sources renouvelables et d'optimiser cette production.

Les interactions entre le rayonnement global et la vitesse du vent revêtent une importance particulière. Un rayonnement global élevé peut augmenter la vitesse du vent et inversement. Cela contribue à équilibrer la production d'énergie tout au long de l'année. En Europe, les valeurs du rayonnement global et de la vitesse du vent étaient globalement supérieures à la moyenne en 2023, ce qui offre des perspectives positives pour l'utilisation des énergies renouvelables.

Der Beitrag Energiewetter 2023: Top Werte für die Erneuerbaren erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Prix des modules PV encore stables & encore bas

La chute rapide des prix des modules PV, qui a débuté après le premier choc des prix de l'énergie au milieu/à la fin de l'année 2022 et s'est poursuivie jusqu'à l'automne/hiver 2023, s'est visiblement ralentie au cours des derniers mois. Toutefois, si l'on observe l'évolution des prix des modules PV sur une année, de février 2023 à février 2024, on constate, selon la classe de modules, Baisses de prix entre 45 et 53 %. Les prix des modules solaires en Europe et en Asie sont plus touchés qu'ailleurs. Aux États-Unis, ils sont particulièrement élevés en raison des restrictions d'importation. Certains fabricants non chinois se concentrent donc de plus en plus sur le marché américain. En Europe, les prix des modules solaires sont, depuis février 2023, à Modules à haut rendement pour 45 % à environ 22 centimes d'euro/Wp, avec Modules mainstream pour 53 % à 14 centimes/Wp et pour Modules à bas prix pour 52 % a chuté à 9 cents/Wp.

Raisons de l'augmentation attendue en 2024

La hausse attendue des prix des modules PV s'explique par plusieurs raisons. Tout d'abord, la demande, notamment en Europe, va augmenter à l'approche du printemps. Parallèlement, freine la Chine continue à réduire sa surproduction et à vider ses stocks. Cela a pour effet de stopper la chute des prix observée en 2023. Les stocks encore bien remplis à l'automne 2023 touchent toutefois à leur fin. Cela conduit les experts à conseiller de s'approvisionner dès maintenant en modules et en onduleurs.

De plus, les conditions météorologiques Conflits dans la Corne de l'Afrique ainsi que l'allongement général des délais d'acheminement des conteneurs de 6 à 8 semaines, contribuent à retarder les livraisons. Cela entraîne des coûts supplémentaires et rend la planification plus difficile pour les entreprises du secteur photovoltaïque. L'augmentation des coûts de transport et de carburant est également un facteur qui contribue à la hausse des prix.

Un autre point important est qu'il existe en Europe manque d'une industrie solaire nationale forte. Cela augmente la dépendance vis-à-vis des importations et influence les prix. Le site demande croissante par le Affaires de printemps ainsi que le vidage des stocks chinois suite à la réduction de la production chinoise sont d'autres facteurs. Dans l'ensemble, ces différents facteurs indiquent que les prix des modules PV auront tendance à augmenter dans un avenir proche. Les entreprises et les consommateurs devront donc repenser leurs stratégies d'approvisionnement afin de faire face à l'augmentation des coûts. Les répercussions se font déjà sentir. Certains modèles d'onduleurs sont actuellement à peine disponibles et ne seront à nouveau livrés qu'à partir de mai 2024. Les grands modules pour les espaces libres ne seront probablement pas disponibles avant juin.

Der Beitrag PV-Modulpreise 2024: Talsohle erreicht erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Différences régionales et hausse des tarifs du réseau électrique

Dans le détail, on constate que les tarifs moyens du réseau électrique dans le domaine de la moyenne tension s'élèvent à près de 7 centimes d'euro par kilowattheure, tandis qu'ils dépassent 11 centimes d'euro par kilowattheure dans le domaine de la basse tension. Les prix dans la Moyenne tension ont donc augmenté en moyenne de 1,47 cent par kilowattheure a augmenté. Dans la Basse tension est une augmentation de 2,02 cents par kilowattheure.

Un aspect particulièrement alarmant de cette Enquête sont les énormes Différences de prix entre les différents les opérateurs de réseaux régionaux. Entre les fournisseurs les moins chers et les plus chers, les différences de prix peuvent aller jusqu'à 300 pour cent existent. Cela montre que les coûts d'utilisation du réseau électrique peuvent varier considérablement d'une région à l'autre et d'un fournisseur à l'autre. Ces fortes différences de prix soulèvent des questions sur l'équité et la transparence de la tarification. Dans ce contexte, le débat sur une une répartition plus équitable des coûts et une réglementation uniforme au niveau fédéral de plus en plus important.

Causes de l'augmentation des tarifs du réseau électrique

Les réseaux d'électricité sont besoins croissants en électricité dans l'industrie et par la diffusion croissante de Véhicules électriques ainsi que Pompes à chaleur immer weiter strapaziert.  Zeitgleich steigt der Anteil regionaler production d'énergie volatile. Ces deux facteurs se conjuguent pour exercer une telle pression sur l'ensemble du réseau public d'électricité que le changement de cap prévu depuis des années, mais qui n'a pas encore eu lieu, est devenu impossible. Extension du réseau par les gestionnaires de réseau devient de plus en plus urgente. Cette tâche doit être financée par les rémunérations du réseau. Dans les faits, le lent développement du réseau a jusqu'à présent également été cofinancé par des subventions.

De nouvelles hausses spectaculaires attendues

Suite à l'arrêt de la Cour constitutionnelle de novembre 2023 et aux décisions ultérieures sur le budget fédéral 2024, les rétributions du réseau en Allemagne continueront d'augmenter. augmenter de manière significative. La dernière enquête de la VEA confirme Prévisionsque les experts prévoyaient déjà en décembre 2023. A l'époque, on annonçait déjà que la suppression des subventions de 5,5 milliards d'euros du fonds de stabilisation économique pour les gestionnaires de réseau de transport (GRT) entraînerait une baisse des tarifs de réseau cumulés de augmenter de 60 % à 2023.

Conclusion

Les tarifs du réseau électrique en Allemagne ont rapidement augmenté en l'espace d'un an. Elles pèsent considérablement sur les entreprises et présentent des différences régionales allant jusqu'à 300 pour cent. Cela s'explique par l'augmentation de la demande en électricité, la prolifération des véhicules électriques et le développement des énergies renouvelables. La suppression des subventions aux gestionnaires de réseau de transport devrait entraîner une nouvelle hausse pouvant atteindre 60 pour cent en 2024. Cette évolution souligne l'urgence d'une réforme équitable et transparente de la politique énergétique.

Der Beitrag Stromnetzentgelte steigen rasant erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Olympus Power, connu au Royaume-Uni pour son expertise dans le développement de grands projets commerciaux d'énergie renouvelable sur des sites de production, des centres commerciaux et des sites industriels, a conclu un partenariat stratégique avec le développeur de projets photovoltaïques allemand CUBE CONCEPTS.

CUBE CONCEPTS et Olympus Power ont déjà identifié de nombreux projets de développement photovoltaïque européens et prévoient de pouvoir réaliser ensemble 500 MWp au cours des trois prochaines années. Les deux entreprises sont bien coordonnées, car toutes deux proposent par exemple des contrats de fourniture d'électricité (Power Purchase Agreements) comme solution attrayante et avantageuse pour les grandes entreprises et les groupes afin qu'ils puissent bénéficier de prix de l'électricité avantageux et stables et réduire leur empreinte carbone (CO₂). 

Simon Nicholls, CEO d'Olympus Power : "Nous sommes très heureux de ce partenariat. Nos deux entreprises proposent un service complet de planification et d'installation de systèmes solaires et de stockage d'énergie, ainsi que des options de financement pour les entreprises, nous sommes donc parfaitement compatibles. De plus en plus de clients avec lesquels nous travaillons ont plusieurs sites, non seulement au Royaume-Uni, mais aussi dans toute l'Europe, de sorte que les partenariats avec des fournisseurs aussi orientés vers le client sont tout à fait judicieux".

Jochen Schäfer, Chief Investment Officer de CUBE CONCEPTS, se réjouit également de cette collaboration : "Nous sommes heureux d'avoir un partenaire solide et partageant les mêmes idées sur les marchés où nos clients internationaux exigent un service identique à celui que nous offrons déjà dans notre zone principale. La longue expérience et les solides antécédents du nouveau partenaire, combinés à notre solide base de clients internationaux, contribueront à ce que ce partenariat augmente notre présence commune sur le marché".

Olympus Power et CUBE CONCEPTS ont déjà développé un projet commun au Royaume-Uni, une grande installation solaire sur le toit d'un complexe de stockage de production qui devrait produire 450 000 kWh par an, ce qui réduira considérablement les coûts d'électricité de l'entreprise et permettra d'économiser 211 tonnes de CO₂ par an.

Les deux entreprises démarrent leur collaboration par un échange de connaissances, au cours duquel deux membres de l'équipe d'Olympus Power seront présentés en janvier au siège de CUBE CONCEPTS à Kaarst, près de Düsseldorf.

Les procédures de mise en œuvre d'installations solaires sur les toits commerciaux et industriels sont très différentes au Royaume-Uni et en Allemagne, et l'équipe d'Olympus Power souhaite d'abord découvrir et comprendre la procédure complexe de raccordement au réseau allemand. Au cours de l'année, des collaborateurs de CUBE CONCEPTS rendront également visite à l'équipe d'Olympus Power dans le sud-ouest de la Grande-Bretagne.

Ce partenariat à long terme profitera surtout aux donneurs d'ordre, qui n'auront plus qu'un seul interlocuteur pour toute l'expertise des deux entreprises.

Olympus Power et CUBE CONCEPTS prévoient une augmentation continue des projets de partenariat, car de plus en plus d'entreprises internationales à travers l'Europe mettent en œuvre des systèmes d'énergie renouvelable pour compenser l'augmentation des coûts énergétiques et atteindre leurs objectifs de durabilité.

Der Beitrag Neue deutsch-britische Partnerschaft: Olympus Power und CUBE CONCEPTS entwickeln internationale PV-Projekte gemeinsam erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) régionaux augmentent les montants jusqu'à 19 %

Début novembre 2023 encore, le ministère fédéral de l'Économie a fait savoir, en réponse à une petite question du groupe parlementaire de l'Union, que les tarifs du réseau augmenteraient en moyenne de 10 à 11 % pour 2024. Le site taux d'augmentation prévu à l'époque a supposé que le nombre de personnes subventionné du réseau pour les gestionnaires de réseau de transport. Ce calcul était basé sur une augmentation annoncée des GRD pour 2024 entre 15 et 19 Pourcentage.

Doublement des tarifs de réseau du GRT en 2024

Cependant, en raison d'un remaniement budgétaire, le montant précédemment promis n'a pas été versé. Subvention de 5,5 milliards euros du fonds de stabilisation économique pour soutenir les tarifs de réseau supprimé. C'est pourquoi les GRT 50Hertz, Amprion, Tennet et Transnet BW ont annoncé une augmentation des tarifs de transport pour l'année prochaine. En moyenne, ils augmenteront désormais à 6,43 centimes d'euro par kilowattheure plus que doubler. En 2023, ils s'élevaient encore à 3,12 centimes par kilowattheure en raison de la subvention.

Contrairement aux tarifs de réseau des GRD qui varient énormément d'une région à l'autre, les prix de l'acheminement de l'électricité par les GRT sont uniforme dans toute l'Allemagne. Le calcul se base sur la base de coûts définie par l'Agence fédérale des réseaux (Erlösobergrenze/EOG) en tenant compte des adaptations légales et réglementaires ainsi que des volumes de vente prévus pour l'année 2024.

Les tarifs de réseau totaux augmenteront jusqu'à 60% en 2024

Vers la Augmentation des GRD de 17 % en moyenne s'ajoute maintenant la Augmentation des GRT d'environ 100 pour cent en 2024 s'y ajoutent. Selon les calculs de CUBE CONCEPTS, cela signifie, selon la clé de répartition habituelle de 55/45, que les les rémunérations cumulées du réseau au moins pour les ménages privés l'année prochaine de près de augmenteront de 60 pour cent. Les entreprises à forte consommation d'énergie, qui concluent habituellement des contrats de fourniture d'électricité extrêmement personnalisés, ressentiront également de manière significative l'augmentation des tarifs de réseau globaux. En règle générale, ces coûts sont directement répercutés 1:1 sur les factures d'électricité.

Pour les entreprises on s'attend à ce que les tarifs de réseau pour le transport et la distribution d'électricité à l'échelle nationale augmenter de 30 pour cent. Alors que le prix moyen de la puissance en 2023 était de 133,00 EUR/kW en Allemagne, il est désormais d'environ 173,00 EUR/kW. Les augmentations varient énormément d'une région à l'autre. Les experts estiment que les prix de la puissance augmenteront de plus de 40% en Thuringe, en Rhénanie-du-Nord-Westphalie, dans le Bade-Wurtemberg et en Rhénanie-Palatinat. Par exemple, Getec net GmbH augmente ses prix de 143,43 EUR/kW en moyenne à 228,77 EUR/kW. Cela correspond à une augmentation d'environ 60 pour cent. La société TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG suit avec une augmentation de 50 pour cent, passant de 139,76 EUR/kW à 209,12 EUR/kW. EGT Energie GmbH augmente ses prix d'environ 30 pour cent, passant de 175,71 EUR/kW à 229,39 EUR/kW. Seuls les Länder du nord, le Mecklembourg-Poméranie occidentale et le Schleswig-Holstein, se maintiennent juste en dessous de la limite de 10 pour cent avec des adaptations de prix.

Der Beitrag Netzentgelte der ÜNB verdoppeln sich in 2024 erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Prix bas des modules & capacités d'installation limitées

Le prix historiquement bas des modules solaires, qui est même actuellement inférieur aux coûts de fabrication, permet depuis des mois aux installateurs solaires de remplir leurs carnets de commandes dans le domaine des petites installations photovoltaïques privées. Comme les Voies de décision pour les installations photovoltaïques commerciales sont généralement plus longues dans les grandes entreprises, cette tendance arrive maintenant aussi chez CUBE CONCEPTS. Le site Capacités de commande pour 2024 sont déjà limité et les directions d'entreprise devraient décider rapidementSi l'année prochaine, ils souhaitent réduire leurs coûts énergétiques et améliorer leur bilan CO₂ en installant leur propre système photovoltaïque à grande échelle, ils peuvent le faire.

L'Allemagne toujours en tête en Europe

En Europe, les experts s'attendent à une construction totale de 56 gigawatts d'installations photovoltaïques pour l'année en cours. Avec un nouveau record de construction de 14 gigawatts en 2023, la République fédérale d'Allemagne reste en tête du classement. pointe européenne. Cependant, la planification prévoit qu'à partir de 2025, au niveau fédéral 22 gigawatts par an provenant d'installations photovoltaïques pour pouvoir atteindre l'objectif de développement. En effet, d'ici 2030, une puissance photovoltaïque totale d'environ 215 gigawatts devrait être installée en Allemagne. Le site deuxième marché européen du photovoltaïque est - comme l'année dernière - Espagne. Il n'y a cependant pas eu de grands changements par rapport à l'année précédente et l'installation se situe à nouveau à environ 8,2 gigawatts en 2023. La construction de nouvelles installations PV a presque doublé en Italiequi est maintenant à égalité avec Pologne et le Pays-Bas se situe entre 5 et 4,5 gigawatts.

Les installations PV en toiture représentent la plus grande part de la construction PV en 2023 en Europe

Solarpower Europe rapporte dans son "Perspectives du marché de l'énergie" que la part de marché des installations photovoltaïques en toiture est d'environ deux tiers de l'ensemble de la puissance photovoltaïque européenne. Cela s'explique notamment par le fait que les prix de l'électricité pour les consommateurs étaient particulièrement élevés en 2023 et que les coûts pouvaient ainsi être sensiblement et rapidement réduits en cas de consommation directe propre. De plus, il est généralement plus facile d'obtenir une autorisation pour une installation en toiture. Autorisations pour les installations au sol Les coûts de la santé sont en revanche beaucoup plus élevés dans toute l'Europe. plus difficile. Les raccordements au réseau ou les permis de construire peuvent parfois s'avérer difficiles à obtenir. jusqu'à huit ans de retarder l'échéance. Les plus performants sont Autriche, Pays-Bas et Italie. Les raisons en sont la lenteur des expertises, le manque de développement du réseau ou la lenteur des procédures d'autorisation.

La construction record de PV de 2023 va-t-elle se poursuivre ?

Les moteurs de la construction record de PV en 2023 sont l'augmentation des coûts de l'énergie et le faible prix des modules solaires. Les experts estiment qu'à long terme, les prix de l'énergie ne se stabiliseront pas à un niveau similaire à celui d'avant la guerre d'Ukraine. La pression en faveur de l'utilisation des énergies renouvelables est renforcée par la politique nationale et européenne en matière d'énergie. Législation pour les entreprises, ce qui entraînera une augmentation de la demande d'installations photovoltaïques commerciales. Les prix des modules augmenteront à nouveau à moyen terme et les pessimistes font remarquer qu'ils pourraient encore être renchéris par des taxes d'importation supplémentaires sur les modules asiatiques. L'expansion du PV pourrait également être retardée par le manque de développement du réseau et du stockage et par la lenteur des procédures d'autorisation. Des décisions politiques urgentes et une réduction de la bureaucratie sont nécessaires dans ce domaine.

Der Beitrag 2023: Verdopplung des PV-Zubaus in Deutschland erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Les législateurs nationaux et internationaux ont de plus en plus recours à des mesures juridiques pour encourager l'utilisation des énergies renouvelables, améliorer l'efficacité énergétique et promouvoir les technologies à faible émission de carbone.

Ces évolutions ont un impact direct sur de nombreuses entreprises. Dans ce contexte, la question se pose de savoir ce qui changera concrètement en 2024 dans le droit de l'énergie pour les entreprises et comment ces changements peuvent être intégrés dans leur planification stratégique. Nous donnons un aperçu des évolutions juridiques à venir.

Modification du droit de l'énergie en 2024 : extension de la LCC aux entreprises de plus de 1.000 salariés

La loi sur la chaîne d'approvisionnement ou, plus précisément, la loi allemande sur le devoir de vigilance de la chaîne d'approvisionnement (LkSG), en vigueur depuis le 1er janvier 2023 pour les entreprises de plus de 3 000 collaborateurs, s'applique à partir du 1er janvier 2024, également pour les entreprises de 1.000 collaborateurs. Bien qu'il n'influence pas directement le droit de l'énergie, il a un impact considérable sur le secteur énergétique des grandes entreprises et sur l'ensemble de leur chaîne d'approvisionnement.

Les PME sont également concernéesEn effet, en tant que fournisseurs (directs), ils sont soumis aux obligations de diligence raisonnable de la LCCA, que les entreprises doivent respecter tout au long de leur chaîne d'approvisionnement. La loi oblige les entreprises à respecter des obligations de diligence en matière de droits de l'homme et d'environnement afin de prévenir les violations des droits de l'homme et les dommages environnementaux dans leurs chaînes d'approvisionnement. Cela implique des mesures telles que la mise en place de procédures de diligence raisonnable, le contrôle des fournisseurs, la mise en place de mécanismes de plainte et des obligations de rapport transparentes.

Droit de l'énergie : suppression du frein au prix de l'électricité (StromPBG) au 1er janvier 2024

La loi sur l'égalité des chances, qui n'a été adoptée qu'en décembre 2022, a été adoptée par le Parlement européen. Frein aux prix de l'électricité (Strompreisbremsegesetz - StromPBG) devait initialement durer jusqu'au 31 mars 2024 et prend désormais fin le 1er janvier 2024. Cette décision résulte de l'arrêt budgétaire rendu le 15 novembre par la Cour constitutionnelle allemande, qui avait déclaré illégal le transfert des milliards de Corona vers le Fonds pour le climat et la transformation.

Le fonds économique et de stabilisation, qui finançait les freins aux prix de l'énergie, était donc sur la sellette. Le Bundestag avait initialement décidé, au lendemain de l'arrêt, de prolonger le régime de frein jusqu'au 31 mars. Les freins aux prix de l'énergie pour l'électricité et le gaz ont été introduits en mars afin de protéger les consommateurs contre les prix élevés de l'énergie. Au plus fort de la crise, les prix étaient plafonnés pour une grande partie de la consommation des ménages, mais ils sont désormais généralement inférieurs.

Lancement de la collecte de données sur la déclaration obligatoire de la DRSC à partir du 1er janvier 2024

La directive européenne sur le reporting en matière de développement durable des entreprises (CSRD) adoptée le 10 novembre 2022 élargit le Rapports obligatoires sur la durabilité pour les PME à partir de 2024. En plus des 1.200 grandes entreprises allemandes, environ 15.000 autres entreprises doivent désormais établir des rapports selon des critères plus stricts.

La CSRD concerne désormais aussi les PME cotées en bourse et les entreprises de plus de 250 collaborateurs, dont le total du bilan dépasse 20 millions d'euros ou dont le chiffre d'affaires net est supérieur à 40 millions d'euros. La directive sert à mettre en œuvre la législation européenne sur le climat et vise la neutralité climatique d'ici 2050. Les rapports doivent couvrir les aspects environnementaux, la responsabilité sociale, les droits de l'homme et la gouvernance. Les nouvelles exigences couvrent les contenus de Taxonomie, modèle d'entreprise, chaînes d'approvisionnement, objectifs de l'entreprise et bien plus encore. Les rapports sont soumis à examen, exiger certification externe et doivent être utilisés dans le Rapport de situation être publiés.

Phase d'introduction du CBAM depuis octobre 2023

Le Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) vise à réduire les émissions de gaz à effet de serre dans le commerce international. Il taxe le Empreinte CO₂ des marchandises importées dans l'UE afin de garantir que les importateurs respectent les exigences environnementales comme les producteurs nationaux. Le CBAM a pour but d'éviter les fuites de carbone, qui consistent à transférer les émissions vers des pays où les exigences en matière de climat sont moins strictes.

L'UE attend une optimisation de la production de l'UE, la promotion d'industries propres dans les pays non membres de l'UE et des prix commerciaux mondiaux plus justes pour les produits à forte intensité de CO₂. Dans un premier temps, les entreprises devront simplement calculer les émissions directes et indirectes de CO₂ des marchandises importées et les enregistrer dans un rapport trimestriel. À partir de 2026, des certificats CBAM devront être achetés. L'obligation d'enregistrement pour les déclarants CBAM et la suppression progressive de l'allocation gratuite de quotas SCEQE commenceront à partir de 2025.

Augmentation du prix des certificats nEHS CO₂ de 30 à 45 €.

Dans le cadre de l'introduction d'un système national d'échange de quotas d'émission, les prix des certificats CO₂ sont actuellement encore plafonnés. En raison de la guerre en Ukraine et de la crise énergétique qui en découle, l'augmentation prévue des certificats CO₂ allemands en 2023 a été reportée. A partir du 1er janvier 2024, il est prévu le prix passera de 30 à 45 €.. À partir de 2026, les quotas seront mis aux enchères dans un corridor de prix de 55 à 65 euros et seront librement négociés à partir de 2027. le système national d'échange de quotas d'émission (nETS) a été mis en place par la DEHSt (Deutsche Emissionshandelsstelle) pour fixer le prix du CO₂.

La classification des entreprises et leur affectation au SCEQE ou à la DEHSt se fait en fonction de critères constamment adaptés. Le système est basé sur la loi sur le commerce des émissions de combustibles (BEHG), qui stipule que les entreprises doivent couvrir les émissions de CO₂ provenant de l'utilisation de carburants et de combustibles fossiles par des certificats d'émission. La DEHSt couvre les secteurs non couverts par le SEQE-UE, tels que les transports, les bâtiments et l'agriculture. Les entreprises doivent restituer un certificat nEHS pour chaque tonne de CO₂ émise, qu'elles reçoivent gratuitement ou qu'elles achètent auprès de la DEHSt.

Augmentation de la rémunération du réseau prévue pour 2024 d'environ 60 %

En 2023, le prix de l'électricité pour les clients commerciaux et industriels se compose d'environ 90 % d'achat, de distribution et de rémunération du réseau et de 10 % d'impôts, de prélèvements et d'autres taxes. Le prix moyen est d'environ 26,5 centimes d'euro par kilowattheure pour les entreprises dont la consommation annuelle en moyenne tension est comprise entre 150 000 et 20 millions de kWh.

Après l'annulation de la subvention promise de 5,5 milliards d'euros les GRT 50Hertz, Amprion, Tennet et Transnet BW ont annoncé une augmentation des tarifs du réseau de transport pour 2024, qui feront plus que doubler pour atteindre en moyenne 6,43 cents par kilowattheure (contre 3,12 cents cette année). Contrairement aux tarifs de réseau des GRD qui varient d'une région à l'autre, les prix des GRT sont uniformes à l'échelle nationale. Les rémunérations totales du réseau augmentent devrait augmenter d'environ 60%La hausse des prix de l'électricité et du gaz, qui se répercutera sur les ménages et les entreprises à forte consommation d'énergie, devrait être plus importante que prévu.

Réduction prévue de la taxe sur l'électricité à 0,05 cent/kWh pour l'industrie de production

Également dépendante de la décision de la Cour constitutionnelle du 15 novembre 2023, la Réduction de la taxe sur l'électricité à 0,05 cent/kWh pour l'industrie de production. Afin de créer une alternative au prix de l'électricité industrielle, le gouvernement fédéral a prévu de réduire la taxe sur l'électricité pour l'industrie de production à forte consommation d'énergie en Allemagne au minimum européen. L'intention est de limiter le taux d'imposition pour les entreprises concernées de 1,537 cent/kWh à 0,05 cent/kWh. La réglementation légale dans le droit de l'énergie doit être valable pour au moins 2024 et 2025 et pourrait être prolongée de trois années supplémentaires si le financement se poursuit.

Ce qui est nouveau, c'est que désormais la classe moyenne profite de la réduction de la taxe sur l'électricitéL'entreprise doit être classée dans la catégorie statistique "industrie de production et de transformation". On estime que 78 000 entreprises, dont des boulangeries, des boucheries, des entreprises de transformation du bois et des entreprises de construction métallique, devraient bénéficier de ce faible taux d'imposition. Pour d'autres entreprises, comme les entreprises de nettoyage à sec à forte consommation d'énergie ou les entreprises du secteur de l'automobile, rien ne change et le taux d'imposition reste à 2,05 centimes d'euro/kWh. Il reste à voir si d'autres modifications ou extensions seront apportées lors de la mise en œuvre de la décision.

Droit de l'énergie : suppression de la compensation de pointe pour 2024

Le soi-disant "marché de l'emploi" intersectoriel Équilibrage de pointe est également prévue dans le cadre du paquet d'allègement budgétaire de novembre 2023 supprimé. Introduite à l'origine dans la législation sur l'énergie dans le cadre de la réforme fiscale écologique de 1999, la compensation des pointes a permis aux entreprises grandes consommatrices d'énergie de récupérer jusqu'à 90 % de la taxe sur l'électricité. La nouvelle réglementation devait en fait concerner exclusivement les entreprises du secteur de la production et remplacer l'ancienne compensation des pointes, qui s'appliquait aux entreprises de tous les secteurs économiques. La question de savoir s'il sera maintenu dépend des décisions de la coalition "Ampel".

Nouvelles obligations en matière de photovoltaïque à partir de 2024 dans certains Länder

Une approche uniforme Photovoltaïque obligatoire en Allemagne n'est pas encore en vue. Néanmoins, d'autres réglementations énergétiques des différents Länder entreront en vigueur en 2024, obligeant les entreprises à construire des installations photovoltaïques. Il est par exemple certain qu'à partir de la mi-2024, les nouveaux bâtiments commerciaux du Brandebourg devront être équipés d'installations photovoltaïques, à Brême, cette obligation s'appliquera aux rénovations de toitures, en Rhénanie-Palatinat aux bâtiments publics et en Rhénanie du Nord-Westphalie, tous les nouveaux bâtiments industriels devront disposer d'installations solaires à partir de 2024. Il faut s'attendre à ce que d'autres lois spécifiques à chaque pays soient adoptées.  

Changements dans le système d'échange de quotas d'émission de CO₂ de l'UE en 2024

A partir de 2024, l'ensemble des Secteur "Transport maritime de l'Union européenne ont été intégrés dans le système d'échange de quotas d'émission de CO₂ du SCEQE. Par conséquent, 78,4 millions de quotas supplémentaires élargissent dans un premier temps le volume d'échange. Mais pour tous les secteurs économiques, le plafond est réduit de 90 millions de quotas, de sorte que les prix des certificats EU-ETS vont augmenter. En outre, d'autres privilèges et dérogations sont supprimés, comme par exemple les subventions pour les vols vers les régions ultrapériphériques de l'espace économique européen.

Der Beitrag Energierecht: Was ändert sich 2024 für Unternehmen? erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Pour l'exploitant et les investisseurs d'un site jusqu'ici installation PV non subventionnée ce commerce de garanties d'origine représente une part non négligeable de l'activité économique. Source de revenus. C'est précisément lors de la certification de l'électricité photovoltaïque et de l'émission des HKN freine la bureaucratie massivement en Allemagne. Ce n'est pas étonnant, puisqu'elle date d'une époque où seules quelques centrales à charbon, à gaz ou nucléaires produisaient de l'électricité. Même si l'installation solaire a été installée sur le même terrain qu'un ou plusieurs locataires qui consomment directement l'électricité photovoltaïque, des problèmes se posent déjà actuellement.

Les expertises environnementales pour les garanties d'origine sont compliquées, longues et coûteuses

node.energy, partenaire de CUBE CONCEPTS, s'exprime maintenant à ce sujet. "Dans la pratique, il est actuellement quasiment impossible de faire certifier l'électricité produite via des garanties d'origine. C'est pourquoi cette électricité doit être identifiée comme "électricité grise" sur la base du mix électrique actuel en Allemagne". L'ensemble du système des HKN se base encore sur l'hypothèse que l'électricité produite doit toujours correspondre au Détour par le réseau public et un commerçant parvient au consommateur final.

Dans le cas d'un modèle d'électricité locative, l'électricité est toutefois vendue directement et sans détours au locataire sur place. Dans ce cas, l'installation photovoltaïque du vendeur d'électricité peut même être installée sur le toit du même immeuble que celui où le locataire la consomme. Néanmoins, les des processus bureaucratiques inflexibles sont respectées. Lors d'une telle expertise environnementale, l'installation photovoltaïque et ses composants sont examinés et comparés avec l'enregistrement. Matthias Karger, CEO de node.energy, explique à ce sujet : "Une expertise environnementale ne coûte pas seulement un temps disproportionné, mais elle rend absolument non rentable la demande des garanties d'origine tant réclamées par l'économie".

Les systèmes de mesure automatiques doivent suffire à générer des garanties d'origine

Avant même et au plus tard lors de la mise en service d'une grande installation photovoltaïque sur un immeuble commercial, les exploitants doivent faire certifier tous les composants. En outre, les installations photovoltaïques commerciales nécessitent de toute façon des unités de surveillance, de mesure et de régulation électroniques complètes pour la déclaration de la taxe sur l'électricité. Ceci est exigé par la procédure de redispatching et a été fixé dans le cadre de la loi sur les énergies renouvelables. C'est pourquoi node.energy demande au BMWK, dans une prise de position publique et en défendant l'avis d'environ 1.000 exploitants de telles installations, que l'obligation d'expertises environnementales soit supprimée et remplacée par la simple preuve des quantités d'électricité produites avec un système de mesure étalonné.

Der Beitrag Herkunftsnachweise: Bürokratie bremst grünen Mieterstrom erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Comment se composent les prix de l'électricité industrielle ?

Les prix de l'électricité industrielle sont déterminés par de nombreux facteurs différents. Le site Prix de gros sur les marchés spot constituent généralement l'élément le plus important lors de la conclusion d'un contrat de fourniture d'électricité avec les entreprises de distribution. S'y ajoutent Rémunération du réseau, taxes et prélèvements. La composition individuelle de ces coûts varie selon les entreprises, car certaines bénéficient d'allègements spécifiques, tels que des subventions, des aides financières, des réductions de taxes, de prélèvements ou de redevances. De manière générale, on constate que les entreprises européennes qui consomment beaucoup d'énergie sont plus susceptibles d'être soulagées que celles qui en consomment moins. De plus, elles bénéficient encore actuellement libre Certificats CO₂ sur le marché européen du carbone et ont souvent des contrats spéciaux avec des entreprises d'approvisionnement qui offrent des conditions extrêmement favorables, mais qui ne sont généralement pas connues du public.

Seulement des données approximatives sur les prix moyens de l'électricité industrielle

Toutes les données relatives au prix moyen de l'électricité industrielle dans les différents pays sont donc très approximatives. Les données de la Agence internationale de l'énergie (AIE) ou Eurostat ne sont pas valables à 100 %. Rien qu'en Allemagne, les prix de l'électricité pour les entreprises divergent largement. Une chaîne de nettoyage, une PME de l'artisanat automobile ou une grande boulangerie auront des tarifs différents de ceux d'une aciérie ou d'un groupe chimique, par exemple. Pour une comparaison internationale, d'autres facteurs d'influence viennent s'ajouter. La diversité des éléments de coûts varie considérablement et rend difficile une comparaison directe. En outre, les Fluctuations monétaires nuire à la comparabilité, car les prix de l'électricité sont également indiqués en monnaie locale.

Les différences de mix énergétique et de coûts de production entre les pays constituent d'autres défis. Les pays qui ont une part plus importante d'énergies renouvelables peuvent avoir des coûts de production plus faibles que ceux qui dépendent davantage des combustibles fossiles. Différences réglementaires dans le secteur de l'énergie et diverses structures économiques contribuent également à la difficulté des comparaisons. Les spécificités Réglementation pour les gros consommateurs et les conditions contractuelles individuelles entre les entreprises et les fournisseurs d'énergie ne sont souvent pas connues du public et rendent difficile une analyse précise.

En outre, il existe pas de normes uniformes pour la collecte de données et la communication des prix de l'électricité industrielle, ce qui peut entraîner des imprécisions statistiques. Globalement, une comparaison internationale précise des prix de l'électricité industrielle nécessite donc une prise en compte approfondie des conditions locales et une analyse complète des multiples facteurs qui influencent la formation des prix. Les mesures prises en novembre 2023 par le compromis d'une Réduction de la taxe sur l'électricité Le débat sur un prix unique de l'électricité industrielle, qui s'est achevé il y a quelques semaines, a été très difficile parce que des chiffres fiables faisaient défaut. Toutes les parties ont avancé des arguments sans comparaison valable.

Chiffres en comparaison européenne

Les relevés statistiques sur les prix moyens de l'électricité industrielle en Europe effectués par Eurostat et l'AIE donnent donc au moins un aperçu approximatif pour une comparaison européenne. L'Institut Fraunhofer pour la recherche sur les systèmes et l'innovation (ISI) parvient également à une conclusion dans une étude sur les prix de l'électricité. Étudequi a calculé différentes tailles d'entreprises à l'aide d'études de cas dans différents pays, a abouti à des résultats similaires. En Europe, les prix bruts de l'électricité se situent en France, Portugal, Finlande et Suède pour les entreprises en dessous de la moyenne.

Le prix de l'électricité industrielle se compose également de manière très différente. Par exemple, les coûts d'approvisionnement et de distribution sont les plus élevés aux Pays-Bas, bien que le prix brut total y soit toujours plus avantageux qu'en Allemagne. Pour les entreprises de taille moyenne, les prélèvements sont plus élevés en Allemagne qu'au Danemark par exemple. Dans l'ensemble, les grandes entreprises privilégiées paient à peu près le même niveau de prélèvements et de taxes sur l'électricité dans toute l'Europe.

En comparaison mondiale, les prix de l'électricité industrielle européenne mais relativement élevé et se situent bien au-dessus des prix pratiqués en Amérique du Nord et en Extrême-Orient. Avec environ 26 centimes/kWh fin 2022, le prix brut de l'électricité industrielle allemande se situait dans la moyenne européenne. Le paquet de mesures d'allègement et la réduction de la taxe sur l'électricité prévue pour 2024 réduisent cette valeur de 1,5 centime/kWh supplémentaire.

Bulletin d'information sur l'énergie

Restez toujours à jour !

Vos avantages :

✓ Dernières nouvelles sur les énergies renouvelables

✓ Mises à jour sur le droit de l'énergie & les subventions

✓ Expertise sur les thèmes du PV et de la durabilité

S'inscrire maintenant

Der Beitrag Industriestrompreise 2022 im europäischen Vergleich erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.