Savoir BESS et PV · 97 termes · Avec sources
Glossaire stockage par batterie et photovoltaïque : 97 termes techniques qui orientent chaque décision
D'AgNes au §118, de la commercialisation directe à l'onduleur : définitions pour le stockage par batterie et les installations photovoltaïques en toiture dans l'industrie et le commerce, avec bases juridiques et sources.
97
Définitions
58 sur le stockage par batterie, 39 sur le photovoltaïque
25+
Références
Législation, BNetzA, ÜNB, KPMG, lien vers cette page
2026
Actuellement
Ébauche AgNes, MiSpeL, prix de l'électricité industrielle
1er janvier 2027
§118 : Date d’entrée en vigueur de la décision d’investissement
Selon le projet AgNes · §118, al. 6 de l'EnWG
Classé par ordre alphabétique
Quels termes BESS sont les plus pertinents pour les entreprises industrielles ?
Ce glossaire réunit 58 termes de la technologie de stockage par batterie, de l'énergie de réglage, de l'optimisation des tarifs de réseau et de la réglementation, adaptés à un usage industriel et commercial à partir de 750 kW. S'y ajoutent 39 termes sur les installations photovoltaïques en toiture dans le commerce et l'industrie.
Les décisions BESS sont prises dans les entreprises industrielles par des décideurs qui ne possèdent souvent pas d’expérience en technologie énergétique – les CFO, les responsables d’investissement, les acheteurs d’énergie, les chefs d’exploitation. En même temps, les termes concernés sont souvent surtaxés ou utilisés de manière incohérente : FCR et aFRR sont confondus, §19 S.1 et S.2 sont traités comme une réglementation qui n’a pas d’effet sur les tarifs de réseau, et l’effet net de la MiSpeL est mal évalué. Ce glossaire privilégie la précision – pour les personnes qui prennent des décisions d’investissement, pas pour les spécialistes de l’énergie.
Toutes les définitions suivent un format unifié : Terme, Définition en une phrase, Explication, et Référence. Les termes qui sont réglementairement critiques (§19 S.1 vs. S.2, BK4-22-089, AgNes) incluent une référence explicite aux confusions ou malentendus fréquents.
Pourquoi l'utilisation précise des termes est-elle cruciale pour les projets BESS ?
Des erreurs dans la terminologie conduisent à des décisions erronées. Une entreprise qui confond les articles §19 S.1 et S.2 prévoit sur une base de demande fausse. Une entreprise qui interprète incorrectement l’effet net des tarifs de la MiSpeL prévoit des économies fausses. Une entreprise qui utilise BK4-22-089 comme argument contre l’article §19 S.2, renonce à un instrument toujours valide jusqu’au 31.12.2028.
Le marché de la consultation sur les BESS est opaque. De nombreux fournisseurs utilisent des termes peu précis pour rendre leurs produits plus attrayants. Ce glossaire s’inspire des textes législatifs, des procédures de la BNetzA, des publications des gestionnaires de réseau de transport et des études indépendantes, et non des descriptions des fabricants. Les termes relatifs aux prestations de CUBE CONCEPTS sont indiqués par « Source : CUBE CONCEPTS ». Ceux qui décident en se basant sur des termes précis prennent une meilleure décision.
§
Article 118, paragraphe 6, de la loi sur le réseau énergétique (EnWG)
Libération des redevances d’électricité pour la fourniture d’électricité pendant 20 ans, pour les installations de stockage jusqu’au 4 août 2029, dans la mesure où l’électricité est de nouveau alimentée dans le réseau. Depuis décembre 2025, une régulation partielle suffit ; cette exemption s’applique également aux installations situées derrière un branchement industriel. Selon le projet de réglementation AgNes du 06.08.2026, elle ne s’applique qu’aux nouveaux projets si la décision définitive d’investissement intervient avant la publication de la réglementation, prévue pour le 1er janvier 2027. Le plus puissant levier à long terme dans la rentabilité économique.
§14a WiG
Commande de dispositifs de consommation contrôlables via le réseau d’énergie électrique de 4,2 kW ou plus, y compris les batteries de stockage lors de la recharge, contre des tarifs d’électricité réduits ; depuis le 1er avril 2025 également avec des tarifs d’électricité variables en fonction du temps (module 3). S’applique uniquement aux connexions dans les niveaux de réseau 6 et 7 (faible tension). Les batteries industrielles du réseau à moyenne tension ne sont pas concernées.
Source : §14a EnWG · Détermination de BNetzA BK6-22-300
§19 al. 2 phrase 1 StromNEV
Revenu net individuel en cas d’utilisation atypique du réseau : La consommation maximale du client dans les périodes de pointe du réseau du fournisseur de services doit être inférieure à la valeur-limite d’importance (par exemple 20 % en cas de tension moyenne) et à au moins 100 kW de sa consommation maximale annuelle. Le montant du revenu est d’au moins 20 % du tarif de réseau publié. Notification auprès de la BNetzA d’ici le 30 septembre, preuve d’ici le 30 juin de l’année suivante. S’applique jusqu’au 31 décembre 2028 ; le projet d’AgNes ne prévoit pas de mécanisme de relève.
Source : §19, al. 2, par. 1, StromNEV · Détermination de la BNetzA BK4-13-739 · BNetzA, projet de décision AgNes du 06.08.2026
§118 : décision d'investissement avant le 1er janvier 2027 selon le projet AgNes
A
aFRR
Réserve automatique de récupération de fréquence (fonctionnement secondaire). Activation complète en 5 minutes. La puissance est acquise quotidiennement la veille, en produits de 4 heures, au prix d’offre (pay-as-bid), grâce à la plateforme européenne PICASSO depuis 2022. En 2025, le canal de revenus le plus important pour les batteries de stockage : les revenus de capacité aFRR d’un stockage de 2 heures ont augmenté de 39 % pour atteindre plus de 146 000 €/MW.
AgNes
Système général des tarifs d'électricité : procédure de détermination de la Bundesnetzagentur (GBK-25-01-1#3) à partir du 1er janvier 2029, lorsque la StromNEV expire. Selon le projet du 06.08.2026, les clients industriels paieront un prix de capacité pour une capacité commandée annuellement ; le soutirage au-delà coûte 2 à 3,5 fois le prix de l’énergie. Il n'est prévu aucune poursuite pour l’utilisation atypique du réseau ; les clients ayant consommé plus de 10 GWh gardent jusqu'à fin 2031 un rabais moyen forfaitaire ; la charge en ruban ne se poursuit que pour les accords existants. Les nouveaux stockages raccordés au réseau paient une redevance de capacité (estimation BNetzA : 4 à 7 €/kW et par an), mais ne versent pas de prix de travail. La fixation définitive est prévue pour fin 2026.
Amortissement
Durée jusqu’à la restitution de l’investissement provenant des liquidations nettes mensuelles. Valeur cible de CUBE CONCEPTS pour l’achat de BESS en mode multi-use (1 MW / 2 MWh, investissement d’environ 500 000 €, revenus nets de marché de 145 000 à 245 000 € par an) : 2 à 4 ans, calculé statiquement. Pour comparaison : dans le calcul comparatif de KPMG (10 MW / 40 MWh, arbitrage pur), les flux de paiements discrétionnaires pour l’achat de BESS après neuf à dix ans sont positifs. Seuls s’appliquent-ils pour le modèle d’achat, pas pour celui Contracting sans investissement personnel.
Source : CUBE CONCEPTS · KPMG AG, Étude de cas : Batterie de stockage stationnaire, février 2026, p. 21
Utilisation atypique du réseau
Réduction des tarifs d’électricité selon l’article 19, paragraphe 2, phrase 1, StromNEV pour les clients dont la consommation maximale dans les périodes de pointe (HLZF) du gestionnaire du réseau est nettement inférieure à sa consommation maximale annuelle (barrière d’importance, au moins 100 kW). Rabais jusqu’à 80 %. Applicable jusqu’au 31.12.2028 ; selon le projet AgNes, sans régime de succession ; environ 6 000 entreprises les utilisent aujourd’hui.
B
Système de stockage d'énergie par batterie (SSEEB)
Système de stockage d'énergie par batterie. Installation de stockage stationnaire pour le stockage électrochimique d'énergie. Dans le contexte industriel à partir de 750 kW / 1 500 kWh. Taille d'entrée CUBE CONCEPTS.
Source : Norme IEC 62933
Optimisation du cercle de bilan
Compensation for deviations between forecast and actual energy consumption in your own balancing group. Battery storage buffers forecast deviations and avoids balancing energy costs.
Source : Système de bilans de consommation selon l’article 4 de la StromNZV (jusqu’au 31.12.2025), depuis lors, dispositions de la BNetzA
BK4-22-089
Définition de l’agence fédérale des réseaux le 15 février 2023 pour les clients à charge en ruban en vertu du § 19, al. 2, phrase 2, de la StromNEV dans la crise énergétique : certaines réactions liées à la charge réseau et au marché, telles que le délestage à la demande du gestionnaire du réseau de transport ou le sous-utilisation lors des heures à prix élevé, n’ont pas été prises en compte pour les heures d’utilisation et le minimum d’utilisation. Prolongé jusqu’au 31 décembre 2025, expiré depuis lors. Le privilège de charge en ruban lui-même s’applique jusqu’au 31 décembre 2028 ; l’utilisation atypique du réseau (phrase 1) n’était pas concernée.
BTM – En-dessous du seuil
Dimension opérationnelle du stockage de batteries dans le réseau interne de l’entreprise, derrière le compteur de réseau. Applications BTM : Peak Shaving, §19 Utilisation atypique du réseau (jusqu’en 2028), optimisation de la consommation propre et, à partir de 2029, selon le projet AgNes, éviter de consommer en-dehors de la capacité commandée.
C
CAPEX
Dépenses d'investissement. Coûts d'investissement ponctuels : matériel BESS, raccordement au réseau, conception, installation, mise en service, CUBE EfficiencyUnit, préqualification. Dans le cadre du modèle CPFS : CUBE CONCEPTS prend en charge l'ensemble des dépenses d'investissement jusqu'au transfert de propriété.
Quelle : CUBE CONCEPTS Expérience de projet
Contracting
Forme de contrat sans investissement personnel : CUBE CONCEPTS investit, exploite et commercialise le stockage ; le propriétaire du site reçoit 25 % % des recettes nettes d’exploitation après OPEX. L’une des deux formes de contrat de CPFS, en plus de l’achat. Distinction par rapport à l’achat : pas de risque de CAPEX, généralement pas d’actif de bilan (validation selon le contrat), circuits décisionnels plus courts. Conditions ouvertes avant la conclusion du contrat. → Page : BESS Contracting
Source : CUBE CONCEPTS GmbH · Contrat-cadre Contracting
CPFS
CUBE Profit Flex Solution : Modèle de fonctionnement en trois phases de CUBE CONCEPTS pour une capacité de réseau libre. Phase I : recettes de marché (FTM), Phase II : utilisation sur site (BTM), Phase III : une combinaison des deux. Disponibilité en tant que Contracting (0 € en CAPEX, 25 % % des recettes de marché nettes) ou en tant que achat (100 % % des recettes). Libre accès avant la conclusion du contrat. → Page : CPFS
CUBE CONCEPTS GmbH
C-rate
Taux de charge ou de décharge d'un accumulateur par rapport à sa capacité nominale. 1C = charge complète ou décharge complète en 1 heure, 0,5C en 2 heures. Les opérateurs de réseau de transport n'indiquent pas de taux de charge précis ; pour les batteries de stockage, les normes stipulent une durée minimale d'activation de 15 minutes et une puissance maximale d'au moins 1,25 fois la puissance commercialisée. D'un point de vue économique, la durée de stockage compte : les systèmes de 2 heures ont généré, à l'échelle mondiale, environ 259 000 €/MW en 2025, les systèmes de 1 heure environ 151 000 €/MW (ISEA Battery Revenue Index).
Source : ÜNB, conditions de PQ (regelleistung.net) · ISEA Battery Revenue Index (RWTH Aachen), via pv magazine 23.01.2026
CSRD
Directive sur la déclaration de durabilité des entreprises : directive de l’UE relative à la déclaration de durabilité selon l’ESRS. Conformément à la directive omnibus (UE) 2026/470, les entreprises comptant plus de 1 000 employés et un chiffre d’affaires supérieur à 450 millions d’euros sont tenues de déclarer leurs données ; la deuxième vague s’applique pour la première fois à l’exercice 2027 ; la mise en œuvre en Allemagne est encore en cours. Un stockage par batterie peut, grâce à une autoconsommation photovoltaïque plus élevée, réduire le soutirage sur le réseau et donc les émissions de scope 2 (ESRS E1). Le reporting ouvert mensuel de CUBE CONCEPTS fournit les données nécessaires.
Source : Directive (UE) 2022/2464 · Directive (UE) 2026/470 · ESRS E1
CUBE BatterySizer
CUBE CONCEPTS Outil d'analyse. Calcule plus de 250 variantes d'exploitation sur la base des données de profil de charge et détermine la technologie de stockage, la capacité et la puissance optimales.
CUBE CONCEPTS GmbH
CUBE EfficiencyUnit
CUBE CONCEPTS Infrastructure de gestion et de commercialisation pour les batteries de stockage. Coordination de la commercialisation FTM (FCR, aFRR, mFRR, Arbitrage) et des applications BTM (Peak Shaving, §19, Autoconsommation) en temps réel. Mode multi-usages.
CUBE CONCEPTS GmbH
D
Dégradation
La perte de capacité d'un accumulateur au cours de sa durée de vie opérationnelle. État de comparaison de KPMG pour deux cycles complets par jour : LFP 2,1 %, ZnBr 0,3 %, NIB 3,0 % par an. La durée de vie est typiquement atteinte environ à 70 % de la capacité initiale.
Vendeur direct / Aggregator
Entreprise qui commercialise des capacités de stockage et d'autres installations sur les marchés de l'électricité et de la régulation. Pour l'énergie régulée, le fournisseur doit être préalablement qualifié auprès des gestionnaires de réseau ; selon la liste des fournisseurs de l'ÜNB (état au 08.07.2026), il s'agit de 44 entreprises. Étant donné que la taille minimale d'offre est de 1 MW, les agrégateurs regroupent les installations plus petites en groupes.
Source : regelleistung.net
E
Consommation propre
Stratégie BTM : L’électricité solaire produite par soi-même est stockée dans le stockage de batterie et utilisée ultérieurement – au lieu d’être alimentée dans le réseau. Cela réduit le coût de l’électricité (prix de l’énergie) et augmente le taux d’autoconsommation de l’énergie solaire. MiSpeL (depuis le 1er octobre 2026) permet une consommation propre simultanée et la commercialisation de FTM sans perdre la subvention EEG.
EMS – Système de gestion de l’énergie
Système de contrôle qui coordonne en temps réel les cycles de charge et de décharge du stockage de batterie. Optimise quotidiennement le split BTM/FTM : Peak-Shaving-Dispatch, §19-Atypik-Nachweis, FTM-Bidirection (FCR, aFRR, mFRR, Arbitrage) et consommation propre simultanément. CUBE EfficiencyUnit est le système de gestion d’énergie propre à CUBE – l’infrastructure de contrôle pour une exploitation multi-usages.
CUBE CONCEPTS GmbH
F
FCR
Réserve de confinement de la fréquence (fonctionnement primaire). Puissance maximale dans les 30 secondes en cas de déviation de fréquence de ±200 mHz dans le réseau européen. Appel d’offres quotidien le jour précédent dans six produits de 4 heures, rémunération selon le prix unitaire (pay-as-cleared). Une durée minimale d’activation de 15 minutes s’applique pour les batteries de stockage. Revenus en 2025 d’environ 106 000 €/MW (−6,9 %, ISEA).
FTM – En aval du compteur
Dimension d'exploitation du stockage de batteries sur le marché de gros. Revenus FTM : FCR, aFRR, mFRR, arbitrage sur le marché au comptant. Fonctionne indépendamment des opérations de l'entreprise.
G
GIK – Coût total des investissements
Tous les coûts d’investissement d’une installation BESS : matériel (modules de batterie, onduleurs, conteneurs), branchement en réseau, planification, autorisation, installation, mise en service, EMS, préqualification. Norme de référence : environ 250 €/kWh pour les batteries LFP, comme le montre l’approche de la comparaison de KPMG (10 MW / 40 MWh ; ZnBr 360 €/kWh, NIB 275 €/kWh). GIK est la base de la comptabilité de LCOS et de l’amortissement lors de l’achat. CUBE CONCEPTS Contracting supporte intégralement GIK dans le cadre de cette transaction.
Source : KPMG AG, Étude de cas : Réseau de stockage de batteries, février 2026, p. 18 · CUBE CONCEPTS
H
HLZF – Fenêtres de haute charge
Horaires horaires, déterminés par le fournisseur d’électricité pour chaque niveau de réseau et saison, et publiés jusqu’au 31 octobre pour l’année suivante. Ces horaires s’appliquent uniquement les jours ouvrables. Pour les utilisations atypiques du réseau conformément à l’article 19, paragraphe 2, phrase 1, StromNEV, la consommation maximale du client doit être nettement inférieure à sa consommation annuelle maximale ; les batteries sont donc chargées spécifiquement dans le cadre de l’HLZF.
Source : §19, al. 2, par. 1, StromNEV · Détermination de la BNetzA BK4-13-739
I
IBN – Mise en service
Date formelle de la première mise en service d'une installation en parallèle au réseau. Pertinent pour le §118, al. 6 EnWG : la mise en service d'ici le 4 août 2029 est une condition de l'exonération de 20 ans ; selon le projet AgNes, la décision d'investissement doit en outre être prise avant le 1er janvier 2027.
Stockage industriel
Système de stockage de batteries stationnaires pour un usage industriel et commercial. Taille d'entrée CUBE CONCEPTS : à partir de 750 kW / 1 500 kWh. Tailles de projet typiques dans le portefeuille CUBE : 1–10 MW.
Quelle : CUBE CONCEPTS Expérience de projet
Prix de l'électricité industrielle (ISP)
Réduction des prix de l’électricité pour les années d’imposition 2026 à 2028 pour les secteurs à risque élevé de déplacement (liste partielle 1 de l’annexe I de la KUEBLL, selon le BMWE 91 des secteurs et sous-secteurs). La moitié de la consommation est subventionnée, en principe à 50 % du prix de référence, avec un objectif de prix de 5 ct/kWh ; pour 2026, il s’agit de 3,744 ct/kWh. Au moins 50 % % du montant accordé doivent être investis dans des mesures visant à réduire les coûts du système électrique dans un délai de 48 mois ; les batteries sont expressément mentionnées ; un tiers peut mettre en œuvre et financer cette mesure. 10 % Bonus si 80 % % de cette obligation est réalisée en matière de flexibilité. → Page : Prix de l’électricité industrielle
Source : Directive sur les prix de l’électricité industrielle du 27.04.2026 (BAnz AT 06.05.2026 B1) · BAFA · CISAF Rn. 121–123
IRR – Taux interne de rendement
Taux d’intérêt interne : le taux de dépréciation auquel le montant net de l’investissement devient nul, c’est-à-dire la rentabilité annuelle moyenne. Étude de KPMG (10 MW / 40 MWh, deux cycles complets par jour, arbitrage, WACC 6 %, projet spécifique) : LFP 10,5 %, ZnBr 9,5 %, NIB 7,2 %. Les valeurs spécifiques au site dans le cadre d’une exploitation multi-usages diffèrent de celles indiquées et découlent de la comptabilité ouverte.
K
Option d'achat
Une option prévue dans Contracting le contrat du propriétaire du site, permettant à CUBE CONCEPTS d’acquérir l’installation BESS selon les conditions préalablement convenues avec le marché. Cela assure une pleine maîtrise de l’installation à un moment précis, sans risque de capital initial. En fonction du prix de l’électricité industrielle, l’investissement dans le stockage est important ; il peut également être réalisé et financé par un tiers, selon le BAFA.
Source : CUBE CONCEPTS GmbH · BAF Acte de certification des mesures de décarbonation, Chapitre 3.5
L
Dernier parcours
Données de consommation électrique de 15 minutes d'une installation basées sur le compteur RLM. La base de toute dimensionnement de BESS et analyse économique : identifier les pics de charge (potentiel de "peak shaving"), vérifier la qualification §19 (comportement HLZ), calculer le potentiel de revenus FTM, optimiser la capacité de stockage. Un profil de charge de 12 mois est suffisant pour une analyse complète.
Source : § 55 MsbG · CUBE CONCEPTS GmbH
LCOS
Coût de stockage nivelisé : charges totales déduites par MWh stocké sur toute la durée de vie, y compris l’investissement, l’exploitation et la dégradation. Indicateur de comparaison central pour les technologies de stockage. Étude de KPMG (10 MW / 40 MWh, WACC 6 %, deux cycles complets par jour) : ZnBr 104 €/MWh, LFP 110 €/MWh, NIB 127 €/MWh.
Prix de performance
Componente des frais d’utilisation selon l’article 17 de StromNEV. Le tarif annuel résulte de la somme de la valeur du prix de la consommation et de la consommation maximale annuelle, c’est-à-dire de la valeur maximale des quarts d’heure de consommation au cours de l’année d’abonnement. Une seule valeur maximale détermine les coûts de consommation de l’année entière. À partir de 2 500 heures d’utilisation, un tarif de consommation plus élevé et un tarif d’utilisation inférieur s’appliquent. Le système Peak Shaving avec BESS élimine cette valeur maximale et réduit le tarif d’utilisation, indépendamment de l’article 19.
Source : §17 StromNEV
LFP
Phosphate de lithium-fer : technologie standard pour les batteries industrielles stationnaires. Dans le calcul comparatif de KPMG, la IRR la plus élevée (10,5 %) pour un LCOS de 110 €/MWh, juste en-dessous de ZnBr (104 €/MWh). Jusqu’à 10 000 cycles ou 14 ans pour deux cycles complets par jour, dégradation de 2,1 % par an, efficacité AC-AC de 87 %, profondeur de décharge maximale d’environ 90 %. Thermiquement stable, sans cobalt.
M
mFRR
Réserve de restauration de la fréquence manuelle (reserve de minutes). Activation complète en 12,5 minutes. La puissance est fournie quotidiennement le jour précédent dans des produits à 4 heures de fonctionnement, le travail régulier depuis 2022 étant assuré via la plateforme européenne MARI. Pour les batteries de stockage, un canal complémentaire est disponible en sus des FCR et aFRR.
Source : regelleistung.net
MiSpeL
Intégration du marché des batteries et des points de recharge. Décret du BNetzA du 01.10.2026 concernant l’aide au titre de l’EEG et les privilèges tarifaires lors de l’utilisation mixte des batteries. Permet le fonctionnement simultané de BTM et FTM sans perte de l’aide au titre de l’EEG jusqu’au 30.09.2027, avec l’accord des exploitants des réseaux et des points de mesure. Pas de privilège § 19, mais un effet, via le § 118, al. 6, phrase 3 EnWG, sur l’exonération des redevances de réseau pour les volumes d’électricité réinjectés.
Multi-usage
Exploitation simultanée des applications FTM (commercialisation) et BTM (gestion technique) avec le même système de stockage par batterie. CUBE EfficiencyUnit coordonne ces deux aspects en temps réel. Aucune partie de la capacité n'est laissée inutilisée.
CUBE CONCEPTS GmbH
N
Connexion au réseau / Capacité du réseau
Point de connexion entre l’installation et le réseau électrique public. La capacité de connexion libre détermine la puissance maximale installable de la BESS. Pour l’énergie de régulation, une quantité minimale d’offre est de 1 MW. Les installations plus petites sont commercialisées dans le pool. Un raccordement existant est un avantage : en 2025, seulement 8 % demandes de raccordement pour des batteries ont été acceptées dans le réseau de distribution. La capacité de raccordement est le principal paramètre de planification spécifique au site.
Source : § 17 EnWG · regelleistung.net · BNetzA/SMARD, 20.08.2026
Rémunération du réseau
Honoraires pour l’utilisation du réseau électrique, composée d’un prix de l’énergie et d’un prix de la puissance (puissance maximale annuelle); des redevances et des taxes supplémentaires s’ajoutent séparément. Pour un client industriel consommant 24 GWh par an, le tarif de réseau s’élevait au 1er avril 2025 en moyenne à 4,28 ct/kWh, contre un prix total de 19,09 ct/kWh, soit environ 22 % sans avantages. Le tarif moyen du réseau de transport augmente provisoirement en 2027 à 3,54 ct/kWh (2026 : 2,86 ct/kWh).
NMC – Lithium-Niquel-Manganèse-Cobalt
Technologie lithium-ion alternative : densité d’énergie plus élevée que celle du LFP, mais risque thermique plus élevé et dépendance au cobalt dans la chaîne d’approvisionnement. Selon KPMG, le LFP a réalisé des progrès significatifs en matière de comportement de dégradation par rapport au NMC. Il a largement remplacé le LFP sur le marché de stockage stationnaire. CUBE CONCEPTS recommande le LFP pour les batteries multi-usages dans le secteur industriel en raison de sa résistance aux cycles et de sa stabilité thermique.
O
Hors d'équilibre
La comptabilisation, dans laquelle l’actif n’apparaît ni comme actif ni comme engagement de location dans le bilan du propriétaire du site, sans avoir d’impact sur la quote-part du capital ou les lignes de crédit. Rélevant pour les entreprises ayant recours à la finance bancaire ou ayant l’obligation de rendre un rapport selon les IFRS. Contracting Possibilité dans le cas où le contrat selon IFRS 16 ne constitue pas un engagement de location ; cette vérification est effectuée pour chaque contrat avec le vérificateur.
Source : IFRS 16
Livre ouvert
Principe de gouvernance du modèle CPFS : tous les postes de revenus et de coûts sont entièrement consultables avant la signature du contrat, sans asymétrie d'information entre CUBE CONCEPTS et le propriétaire du site. Base d'une structure comptable auditable, comptabilisation examinée selon IFRS 16 pour chaque contrat. Pas : une publication des prix.
CUBE CONCEPTS GmbH
OPEX
Dépenses d'exploitation. Coûts d'exploitation courants : entretien, surveillance, connexion au marché, assurance, rapports. Dans le modèle CPFS : CUBE CONCEPTS prend en charge toutes les dépenses d'exploitation jusqu'au transfert de propriété.
Quelle : CUBE CONCEPTS Expérience de projet
P
Peak Shaving
Réduction des pics de demande dans le raccordement au réseau de l'entreprise. Réduit la composante annuelle de puissance de la redevance de réseau (§ 17 StromNEV), qui est calculée au point de charge maximale annuel.
Source : §17 StromNEV
Mise en commun
La combinaison de plusieurs installations dans un pool qui participe collectivement aux marchés de l’énergie régulée, coordonnés par un fournisseur qualifié. Étant donné que la taille minimale d’offre est de 1 MW, le pooling permet également de générer des revenus d’énergie régulée pour des installations plus petites ; un pool est limité à une zone réglementée. CUBE CONCEPTS réalise des projets de stockage à partir de 750 kW.
Source : regelleistung.net · CUBE CONCEPTS GmbH
Préqualification
Autorisation formelle du gestionnaire du réseau de transport pour l’énergie de régulation, régie par les conditions PQ de l’UE conformément à la directive SO GL. Il faut notamment mentionner les temps d’activation (FCR 30 secondes, aFRR 5 minutes, mFRR 12,5 minutes) pour les batteries, ainsi que 15 minutes de temps d’activation minimum pour les batteries de stockage et une réserve de puissance de 25 %. La taille minimale de l’offre est de 1 MW.
Source : 50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW, conditions PQ (regelleistung.net)
Participation aux bénéfices
Rémunération dans le cadre d’un partenariat Contracting: En tant que propriétaire du site, vous recevez 25 % des revenus nets de l’activité après déduction de toutes les dépenses opérationnelles (exploitation, commercialisation, informatique), sans investissement personnel et sans frais de fonctionnement. CUBE CONCEPTS reçoit 75 % et supporte tous les coûts d’investissement et de fonctionnement.
Source : CUBE CONCEPTS GmbH · Termes apparentés : Open-Book, CPFS, OPEX
R
Concept général des services de système de maintenance de la fréquence dans le réseau européen combiné (fréquence cible 50 Hz). Comprend FCR (puissance totale en 30 secondes), aFRR (5 minutes) et mFRR (12,5 minutes). Les batteries de stockage sont particulièrement adaptées grâce à leur rapidité de réponse. Les quatre opérateurs de réseau de transmission allemands signent conjointement un accord pour toute l’Allemagne via regelleistung.net. → Page : Energie régulée
Source : regelleistung.net · 50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW
RLM
Mesure de performance enregistrée : procédé de mesure pour les consommateurs finals ayant un taux d’utilisation annuel supérieur à 100 000 kWh. Génère des données de charge de 15 minutes, qui constituent la base pour la dimensionnement des BESS, la vérification des caractéristiques atypiques selon §19-Atypik et l’optimisation de l’exploitation.
Source : § 55, al. 1, MsbG
ROI – Rendement de l’investissement
Indicateur de rentabilité d’un investissement : ROI = (Profit ÷ Coût d’investissement) × 100 %. Pour l’achat de BESS dans le cadre d’un usage multi-usages, CUBE CONCEPTS prévoit une amortisation statique de 2 à 4 ans, ce qui correspond à un retour d’investissement annuel d’environ 25 à 50 %. Dans le cas de is Contracting, aucun CAPEX n’est nécessaire ; ce qui compte réellement c’est le taux de profit.
Source : CUBE CONCEPTS, seuil de référence pour 1 MW / 2 MWh
S
SOC – État de charge
État de charge actuel du stockage de batterie en pourcentage de la capacité nominale (0 % = vide, 100 % = plein). Le EMS contrôle en permanence le SOC : pour le FCR, qui peut être accédé en deux sens, il tient typiquement environ 50 %; pour le peak shaving, il conserve suffisamment d’énergie pour les pics de charge attendus. La gestion du SOC détermine la disponibilité pour tous les marchés.
Source : Série de normes IEC 62933 · CUBE CONCEPTS GmbH
Spotarbitrage
Échanges sur le marché day-ahead (vente quotidienne, depuis le 1er octobre 2025 en quarts d’heure) et sur le marché intraday (continu, dans une zone réglementaire allemande jusqu’à 5 minutes avant la livraison). Les batteries de stockage rechargent à des prix bas ou négatifs et alimentent à des prix élevés. Des prix de gros négatifs ont été enregistrés en 2025 sur 573 heures (2024 : 457). Les écarts de prix sont en hausse avec une part croissante d’EE.
Source : BNetzA/SMARD, 20.08.2026 · BNetzA, communiqué de presse du 03.01.2025 · EPEX SPOT SE
Ü
ÜNB – Opérateur du réseau de transport
Opérateur du réseau à haute tension (220 et 380 kV). Quatre entreprises de réseau en Allemagne : 50 Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW, chacune étant responsable d’une zone réglementée. Elles définissent ensemble l’énergie réglementaire (FCR, aFRR, mFRR) dans le réseau allemand et attribuent les préqualifications. Les prix d’appel d’offres s’appliquent à toute l’Allemagne, et non à chaque zone réglementée.
Source : regelleistung.net, German Network Regulatory Association · § 12 EnWG
V
Heures d'utilisation (VBH)
Indicateur de l’intensité d’utilisation : travail annuel (kWh) divisé par la puissance maximale annuelle (kW). Pertinent pour la charge en ruban selon le § 19, al. 2, phrase 2, de la StromNEV : au moins 7 000 heures d’utilisation et plus de 10 GWh par an à un point de rachat, réduction allant jusqu’à 80, 85 ou 90 %. S’applique jusqu’au 31.12.2028, selon le projet de l’AgNes, uniquement pour les accords existants après cette date. BK4-22-089 était une réglementation spéciale de crise provisoire jusqu’au 31.12.2025 et n’a pas mis fin à la charge de bande.
Cycle complet (CC)
Un cycle de charge-décharge complet (0 % → 100 % → 0 % état de charge). Indicateur central de durée de vie et de LCOS. Cycles maximaux selon KPMG (informations du fabricant) : LFP 10 000, ZnBr 20 000, NIB 7 000. Le calcul comparatif de KPMG suppose deux cycles complets par jour.
W
WACC – Coût moyen pondéré du capital
Coût moyen pondéré des capitaux – l’obligation minimale de rendement sur le capital propre et le capital externe investis. Base de calcul de LCOS : KPMG utilise dans le cas d’investissement de février 2026 un WACC réel de 6 % (10 MW / 40 MWh). Plus le WACC est faible, plus le LCOS calculé est avantageux. Les entreprises ayant un taux de coût de capitaux plus faible réalisent un LCOS plus faible en termes réels.
Z
ZnBr – Batterie à zinc-bromure
Batterie à base de bromure de zinc pour une durée de stockage d’environ quatre à douze heures. Dans la comparaison KPMG, le LCOS le plus bas (104 €/MWh) et le plus élevé en NPV, mais avec une plus grande investissement (360 €/kWh), une efficacité AC-AC plus faible (81 %) et un IRR plus faible (9,5 %) que le LFP. Dégradation de 0,3 % par an, jusqu’à 20 000 cycles, profondeur de décharge jusqu’à 100 %. Densité énergétique inférieure, installation possible également dans les bâtiments commerciaux et industriels selon KPMG.
Source : KPMG AG, Étude de cas : Réseau de stockage de batteries, février 2026, p. 15–21
Photovoltaïque
Quels termes photovoltaïques comptent pour les installations en toiture dans le commerce et l'industrie ?
Ces 39 termes expliquent la technique, le raccordement au réseau, les aides et la rentabilité des installations photovoltaïques en toiture dans le commerce et l'industrie. Situation juridique : octobre 2026.
A
Écrêtement
Limitation de la puissance injectée par une installation photovoltaïque, techniquement via l'onduleur ou sur instruction du gestionnaire de réseau. Selon la loi sur les pics solaires, les nouvelles installations de moins de 100 kW bénéficiant d'un tarif d'achat ne peuvent injecter que 60 % au maximum de leur puissance installée tant qu'un système de comptage intelligent et un dispositif de commande n'ont pas été installés et testés. La limite s'applique au point de raccordement au réseau ; l'électricité consommée sur place n'est pas concernée.
Source : § 9 EEG
Certificat d'installation
Preuve qu'une installation de production respecte les règles techniques de raccordement. Il est obligatoire à partir de 135 kW (type B selon le § 2 NELEV). Depuis le 17.05.2024, il n'est pas nécessaire jusqu'à 270 kW de puissance injectée et installée si des certificats d'unité et de composants existent, et en moyenne tension jusqu'à 500 kW de puissance installée avec un procès-verbal d'essai supplémentaire de la protection de découplage. Au-delà, la VDE-AR-N 4110 prévoit une procédure simplifiée en dessous de 950 kW et la procédure standard à partir de 950 kW.
Source : § 2 NELEV · VDE FNN, VDE-AR-N 4110
Installation en toiture
Installation photovoltaïque montée sur la couverture existante : parallèle à la surface sur les toits inclinés, généralement sur structures inclinées sur les toits plats. Contrairement au photovoltaïque intégré au bâti, la couverture est conservée ; le montage dépend donc moins des cycles de construction et de rénovation.
Structure inclinée
Structure qui incline les modules sur les toits plats. Une structure orientée plein sud à environ 25 degrés maximise le productible annuel par kWc, une structure est-ouest peu inclinée élargit le profil journalier et permet une occupation plus dense de la toiture. Le choix entre lestage et fixation à la toiture dépend de la statique du toit.
B
Module bifacial
Module solaire qui capte aussi la lumière par sa face arrière et produit ainsi de l'électricité supplémentaire. Le gain dépend de la quantité de lumière réfléchie par la surface sous le module et de la hauteur de pose. Comme le performance ratio ne se rapporte qu'à l'irradiation de la face avant, le gain de la face arrière augmente le PR.
D
Ratio DC/AC
Rapport entre la puissance des modules (côté courant continu, en kWc) et la puissance nominale des onduleurs (côté courant alternatif). Les onduleurs sont souvent dimensionnés en dessous de la puissance des modules, car ceux-ci atteignent rarement leur puissance nominale. En Allemagne, la puissance nominale DC dépasse en moyenne d'un peu moins de 10 % la puissance nominale AC ; les données de puissance installée se réfèrent au côté DC.
Commercialisation directe
Vente de l'électricité injectée via un agrégateur au lieu d'un tarif d'achat fixe. Si la valeur de marché solaire est inférieure à la valeur de référence légale, la prime de marché compense la différence. La commercialisation directe est obligatoire pour les nouvelles installations de plus de 100 kW ; au-delà de 25 kW, les installations commercialisées directement doivent être pilotables à distance par l'agrégateur. La réforme prévue de l'EEG 2027 prévoit d'autres changements (situation en octobre 2026).
Délimitation des volumes de tiers
Séparation par comptage de l'électricité consommée par l'entreprise elle-même et de celle consommée sur le site par des tiers, comme des locataires ou des prestataires. Selon les §§ 45 et 46 EnFG, les volumes doivent être délimités conformément au droit de la métrologie ; une estimation n'est admise que si le comptage est techniquement impossible ou d'un coût disproportionné. La délimitation compte lorsque des prélèvements ou allègements différents s'appliquent aux volumes.
E
Prélèvement EEG
Prélèvement par lequel les consommateurs d'électricité finançaient autrefois le soutien aux énergies renouvelables. Il est nul depuis le 1er juillet 2022 et a été supprimé le 1er janvier 2023 ; depuis, l'État fédéral couvre le besoin de financement. Selon la loi sur le financement de l'énergie, seuls le prélèvement KWKG et le prélèvement réseau offshore sont encore perçus.
Taux d'autoconsommation et taux d'autarcie
Le taux d'autoconsommation est la part de l'électricité PV consommée par l'entreprise elle-même. Le taux d'autarcie est la part de la consommation d'électricité couverte par l'installation PV. Les entreprises commerciales et industrielles atteignent une autoconsommation élevée surtout lorsque la consommation ne chute pas fortement le week-end ; un stockage par batterie augmente les deux valeurs.
Tarif d'achat
Rémunération légale par kilowattheure injecté pendant 20 ans, selon l'EEG uniquement pour les installations jusqu'à 100 kW. Les tarifs figurent au § 48 EEG et baissent de 1 % tous les six mois depuis le 1er février 2024 ; l'Agence fédérale des réseaux publie les valeurs en vigueur. Pour une mise en service entre le 1er août et le 31 décembre 2026, les installations sur bâtiment perçoivent pour la tranche de 40 à 100 kW 5,44 ct/kWh en injection partielle et 10,24 ct/kWh en injection totale. La réforme prévue de l'EEG 2027 prévoit la fin du tarif d'achat pour les nouvelles installations (situation en octobre 2026).
Facteur d'émission de l'électricité PV
Émissions de gaz à effet de serre par kilowattheure produit sur l'ensemble du cycle de vie de l'installation, de la fabrication à l'élimination. Pour une installation PV actuelle en Allemagne, il faut compter environ 30 à 35 g d'équivalent CO₂ par kWh. Selon une estimation de l'Agence fédérale allemande de l'environnement, le mix électrique allemand s'élevait en 2024 à 427 g d'équivalent CO₂ par kWh.
Temps de retour énergétique
Durée pendant laquelle une installation PV doit fonctionner pour produire à nouveau l'énergie primaire utilisée sur son cycle de vie. Pour les installations équipées de modules monocristallins courants en Allemagne, le Fraunhofer ISE calcule moins de 1,3 an. Avec une durée de vie de 25 à 30 ans, une installation produit ainsi un multiple de l'énergie investie.
G
Rayonnement global
Rayonnement solaire total sur une surface horizontale, composé du rayonnement direct et diffus. En moyenne sur les années 2001 à 2020, il s'élevait en Allemagne à 1102 kWh par m² et par an, avec des écarts régionaux d'environ 10 % et une légère tendance à la hausse. C'est la donnée de départ de toute prévision de production.
H
Garantie d'origine
Document électronique attestant de quelle source renouvelable provient un mégawattheure d'électricité. En Allemagne, l'Agence fédérale de l'environnement délivre les garanties d'origine dans le registre des garanties d'origine, uniquement pour l'électricité ne bénéficiant d'aucun paiement au titre de l'EEG (prime de marché, tarif d'achat, prime d'électricité locative). Quiconque perçoit des paiements EEG ne peut pas transmettre de garanties d'origine (interdiction de la double commercialisation).
Point chaud (hotspot)
Zone surchauffée dans une cellule solaire, due par exemple à une cellule fissurée, à un ombrage ou à un défaut de fabrication. La cellule concernée ne produit alors plus d'électricité mais transforme en chaleur l'électricité des autres cellules ; en présence de matériau combustible à proximité, un point chaud peut dans des cas extrêmes provoquer un incendie. La thermographie lors des inspections rend les points chauds visibles.
K
kWc (kilowatt-crête)
Puissance nominale d'une installation PV dans les conditions de test standard. Elle décrit la puissance des modules côté courant continu, et non la puissance d'injection maximale. En fonctionnement, la production reste la plupart du temps en dessous de 70 % de la puissance nominale ; les productibles sont donc indiqués par kWc.
M
Registre des données de base du marché (MaStR)
Registre de l'Agence fédérale des réseaux pour les installations de fourniture d'électricité et de gaz. Les installations PV doivent y être inscrites dans un délai d'un mois après leur mise en service. Si l'inscription et la déclaration annuelle au gestionnaire de réseau font toutes deux défaut, l'exploitant paie 10 euros par kW de puissance installée et par mois ; après régularisation, le montant est ramené rétroactivement à 2 euros par kW.
Source : § 5 MaStRV · § 52 EEG
Dégradation des modules
Perte progressive de puissance des modules solaires en fonctionnement. Une étude du Fraunhofer ISE portant sur 44 installations en toiture en Allemagne a relevé en moyenne environ 0,15 % par an ; 0,5 % par an est considéré dans les calculs de rentabilité comme une hypothèse plutôt prudente. Les fabricants garantissent généralement une perte de puissance de 10 à 15 % au maximum sur 25 à 30 ans.
Rendement du module
Part de l'énergie solaire incidente qu'un module convertit en électricité dans les conditions de test standard. Les modules en silicium actuels atteignent un peu moins de 23 % (2025), soit environ 230 W par m² de surface de module. En fonctionnement, les installations neuves travaillent à environ 19 % en raison de la température, de la faible luminosité et d'autres pertes.
Monitoring
Enregistrement continu de la production, de la puissance et des défauts d'une installation PV, généralement via les onduleurs ou un enregistreur de données. Les écarts par rapport au productible attendu révèlent tôt les défauts, l'encrassement ou l'écrêtement. Les temps d'arrêt restent ainsi courts.
Source : CUBE CONCEPTS
N
Étude de compatibilité réseau
Examen par le gestionnaire de réseau de la possibilité et du lieu de raccordement d'une nouvelle installation de production. Il doit communiquer le résultat sans délai, au plus tard huit semaines après réception des documents nécessaires, avec un calendrier de raccordement et un devis. Pour les installations commerciales, le résultat détermine souvent le niveau de raccordement et donc les coûts.
Source : § 8 EEG
O
Orientation est-ouest
Disposition dans laquelle les modules sont inclinés par paires vers l'est et l'ouest, typique des toits plats. Elle offre sur la journée un profil de production plus large qu'une orientation plein sud et convient donc aux activités qui ont besoin d'électricité le matin et l'après-midi. Le productible annuel par kWc est un peu plus faible, mais la toiture peut être occupée plus densément.
P
Performance ratio (PR)
Rapport entre le productible réel en courant alternatif et le productible idéal calculé à partir de l'irradiation et du rendement nominal des modules, généralement sur un an. Les installations neuves atteignent 80 à 90 % ; cela inclut les pertes dues à la température, à l'encrassement, à l'ombrage, aux câbles et aux onduleurs. Le PR permet de comparer des installations sur différents sites.
Contracting photovoltaïque
Modèle dans lequel un contractant finance, construit, exploite et possède l'installation PV sur le toit d'une entreprise. L'entreprise achète l'électricité solaire dans le cadre d'un contrat de fourniture à prix fixe. Chez CUBE CONCEPTS, le contrat court sur 20 ans, les projets commencent à partir de 500 kWc et une option d'achat existe aussi pendant la durée du contrat.
PPA (Power Purchase Agreement)
Contrat de fourniture d'électricité à long terme entre un producteur et un acheteur. Dans un PPA sur site, l'installation se trouve chez l'acheteur et l'électricité circule sans réseau public ; dans un PPA hors site, elle est livrée via le réseau et un périmètre d'équilibre. Le prix, la durée et les volumes sont fixés par les parties.
R
Redispatch 2.0
Procédure par laquelle, depuis le 1er octobre 2021, les gestionnaires de réseau pilotent aussi les installations de production à partir de 100 kW afin d'éviter les congestions. Elle couvre également toutes les installations que le gestionnaire peut piloter à distance à tout moment. Les volumes écrêtés donnent lieu à une compensation financière pour l'exploitant.
Source : § 13a EnWG
S
Loi sur les pics solaires (Solarspitzengesetz)
Désignation des modifications de l'EEG et du droit de l'énergie applicables aux nouvelles installations depuis le 25 février 2025. En cas de prix négatifs en bourse, le paiement EEG est suspendu ; en contrepartie, la période de rémunération est prolongée. Les installations de moins de 100 kW en sont exemptées jusqu'à l'installation d'un système de comptage intelligent, mais ne peuvent d'ici là injecter que 60 % au maximum de leur puissance.
Productible spécifique
Production annuelle d'électricité par kilowatt-crête installé, en kWh/kWc. Une installation neuve posée à plat et orientée plein sud avec un performance ratio de 85 % atteint en Allemagne environ 1080 kWh/kWc sans écrêtement ; pour les installations en toiture, les gestionnaires de réseau de transport retiennent pour 2026 une moyenne de 895 heures équivalent pleine puissance après écrêtement. Orientation, inclinaison, ombrage et site déterminent la valeur.
Conditions de test standard (STC)
Conditions uniformes dans lesquelles la puissance nominale des modules solaires est mesurée : 1000 W/m² d'irradiation perpendiculaire, 25 °C de température de module et un spectre lumineux normalisé (AM 1,5). En fonctionnement réel, les conditions diffèrent généralement nettement, c'est pourquoi le rendement STC n'est souvent pas atteint.
Pilotabilité et passerelle de compteur intelligent
À l'exception des dispositifs solaires enfichables, les installations PV doivent être équipées de manière à permettre l'installation d'un système de comptage intelligent avec dispositif de commande et le pilotage à distance de l'installation. Pour les installations de plus de 7 kW, l'installation est obligatoire. D'ici là, les installations à partir de 100 kW doivent rendre leur injection réelle consultable et leur puissance réductible à distance, celles de 25 à moins de 100 kW leur puissance réductible à distance.
Coût actualisé de l'électricité (LCOE)
Coût moyen par kilowattheure produit sur toute la durée de vie, investissement, exploitation et financement compris. Pour les grandes installations PV en toiture de plus de 30 kWc, le Fraunhofer ISE indique 5,7 à 8,8 ct/kWh dans le sud de l'Allemagne et 7,8 à 12,0 ct/kWh dans le nord. La comparaison avec le prix d'achat de l'électricité montre l'économie réalisée grâce à l'autoconsommation.
T
Règles techniques de raccordement (VDE-AR-N 4105 et 4110)
Règles du VDE FNN pour le raccordement des installations de production au réseau électrique. La VDE-AR-N 4105 s'applique à la basse tension (édition en vigueur 2026-03), la VDE-AR-N 4110 à la moyenne tension de 1 à 60 kV (édition 2023-09). Les installations à partir de 135 kW doivent aussi présenter, sur le réseau basse tension, des caractéristiques conformes à la VDE-AR-N 4110 avec certificat d'unité.
Source : VDE FNN, VDE-AR-N 4110
Coefficient de température
Valeur de la fiche technique du module indiquant de combien de pour cent la puissance baisse par degré Celsius au-dessus de 25 °C de température de module. Sur les toits, les modules chauffent nettement en été ; la température de fonctionnement élevée fait donc partie des pertes les plus importantes intégrées au performance ratio. Une bonne ventilation arrière abaisse la température des modules.
V
Ombrage
Masquage des modules par des parties du bâtiment, des équipements de toiture, des arbres, de la neige ou des salissures. Comme les cellules et les modules sont montés en série, même un ombrage partiel peut réduire nettement le productible de toute une chaîne ; des diodes de dérivation et une conception adaptée des chaînes limitent la perte. Une analyse d'ombrage fait donc partie de la conception de toute installation en toiture.
Injection totale et injection partielle
En injection totale, toute l'électricité PV part sur le réseau ; en injection partielle, seul le surplus après autoconsommation. Les installations en injection totale perçoivent un tarif d'achat plus élevé que celles en injection partielle. L'autoconsommation est d'autant plus rentable que l'écart entre le prix d'achat de l'électricité et le tarif est grand.
W
Onduleur
Appareil qui convertit le courant continu des modules en courant alternatif conforme au réseau et maintient les modules au point de puissance maximale (suivi MPP). De nombreux appareils détectent les arcs électriques et coupent alors le courant continu avant qu'un incendie ne se déclare. Les onduleurs PV neufs atteignent des rendements d'environ 98 %.
Contrôle périodique (prescription DGUV 3)
Contrôle régulier de l'état de sécurité des installations électriques par un électricien qualifié. Pour les installations PV exploitées à titre commercial, il est obligatoire tous les quatre ans. Sont notamment vérifiés l'isolement, les mesures de protection et les connecteurs.
Charge de vent et charge de neige
Forces exercées par le vent et la neige sur les modules et la structure, calculées pour chaque site selon l'Eurocode 1 (DIN EN 1991-1-4 pour le vent, DIN EN 1991-1-3 pour la neige). Avec le poids propre de l'installation, la charpente doit supporter ces charges. Une étude de structure précise avant la conception les réserves de charge dont dispose le toit.
Source : DIN EN 1991-1-3 et DIN EN 1991-1-4 (Eurocode 1)
Pour aller plus loin : Photovoltaïque pour le commerce et l'industrie · Contracting photovoltaïque · Achat photovoltaïque · Alimentation électrique multi-sites
CUBE CONCEPTS GmbH · /fr/connaissances/glossaire/ · Mise à jour : 26.10.2026
Aperçu de la réglementation
Quelles sont les échéances légales jusqu'en 2029 ?
Pour les décisions BESS, cinq instruments réglementaires sont pertinents jusqu'en 2029 – avec des délais différents, des mécanismes d'action différents et un risque critique de confusion.
Le tableau ci-dessous donne un aperçu. Deux points sont particulièrement sujets à des malentendus : Premièrement, MiSpeL n’est pas un instrument propre à l’établissement des tarifs, mais s’applique via des références légales : selon l’article 118, paragraphe 6, point 3, de l’EnWG et l’article 19, paragraphe 2, point 16, de StromNEV, ses règles s’appliquent également à l’exonération de frais de réseau et à l’addition pour une utilisation particulière du réseau, selon BNetzA jusqu’à fin 2028. Les privilèges prévus par l’article 19, paragraphe 2, points 1 et 2, de StromNEV ne sont pas régis par MiSpeL. Deuxièmement, BK4-22-089 ne concerne que l’article 19, paragraphe 2, point 2 (bande passante), et a expiré le 31 décembre 2025 – l’article 19, paragraphe 2, point 1 (utilisation atypique du réseau) n’est pas concerné par cela et reste en vigueur jusqu’au 31 décembre 2028. Toute personne qui ne connaît pas cette distinction prend des décisions de planification incorrectes.
| Instrument | Effet | Première |
|---|---|---|
| §14a WiG | Temps variables des frais d’utilisation du réseau (seuls les niveaux de réseau 6 et 7) | Depuis le 1er avril 2025 |
| §19 al. 2 phrase 1 StromNEV | Utilisation atypique du réseau | Jusqu'au 31.12.2028 |
| MiSpeL | Stimulements EEG, redevances ; redevances de réseau en vertu de l’article 118, paragraphe 6 | À partir du 01.10.2026 |
| Article 118, paragraphe 6, de la loi sur le réseau énergétique (EnWG) | 20 J. Exemptation du paiement du tarif d'électricité au moment du raccordement, dans la mesure où l'électricité est réinjectée. | Décision d’investissement avant le 1er janvier 2027 (projet), IBN jusqu’au 4 août 2029 |
| AgNes | Nouvelle nomenclature des frais de réseau, absence de succession atypique (projet 06.08.2026) | À partir du 01/01/2029 |
Faux interprétation courante : MiSpeL et frais d’accès à la ligne téléphonique
MiSpeL (intégration du marché des batteries et des points de recharge) n’est pas une réforme des tarifs d’électricité. La réglementation de l’AGNE de 01.10.2026 réglemente l’octroi de subventions et les privilèges tarifaires lorsque les batteries utilisent des énergies hybrides (électricité et gaz naturel). Toutefois, elle touche les tarifs d’électricité : conformément à l’article 118, paragraphe 6, point 3, du EnWG, leurs règles s’appliquent, selon la compréhension de l’AGNE, aux quantités de courant éolien et gazier utilisées conjointement, tandis que l’article 19, paragraphe 2, point 16, de StromNEV s’applique à l’additionnement pour une utilisation particulière du réseau, selon l’AGNE, jusqu’à fin 2028. MiSpeL ne règle pas l’utilisation atypique du réseau et la charge de bande selon l’article 19, paragraphe 2, points 1 et 2, de StromNEV. À partir de 2029, la décision sera prise par l’AGNes.
§19, al. 2, phrase 1 et phrase 2 : La différence qui modifie les plans de projet
L’article 19, paragraphe 2, phrase 2, de StromNEV réglemente le privilège de bande passante : au moins 7 000 heures d’utilisation et plus de 10 GWh par an. La décision de la BNetzA BK4-22-089 était une règle spéciale de crise uniquement applicable aux clients de bande passante et a expiré le 31 décembre 2025 ; le privilège lui-même est valable jusqu’au 31 décembre 2028. L’article 19, paragraphe 2, phrase 1, réglemente l’utilisation atypique de la bande passante (fenêtres horaires de pointe), n’a pas été touchée par BK4-22-089 et s’applique également jusqu’au 31 décembre 2028. À partir de 2029, le projet AgNes ne prévoit aucune poursuite générale pour les deux, seules des règles transitoires pour les cas existants jusqu’à fin 2031. La bonne définition des limites est une condition préalable à la planification.
Comparaison technologique
Qu’est-ce qui différencie LFP, ZnBr et NIB – les trois technologies de stockage les plus pertinentes en 2026 ?
Le marché BESS offre en 2026 trois alternatives techniquement avancées pour les batteries de stockage industrielles fixes. Le choix approprié dépend du profil d’utilisation, de la stratégie de fonctionnement et du profil géographique – et non des préférences des fabricants.
Standard 2026 · taux IRR le plus élevé
LFP – Phosphate de lithium-fer
Technologie standard pour les batteries industrielles de 750 kW ou plus. Avantages : faibles coûts d’investissement (les derniers chiffres de KPMG montrent une baisse notable), grande résistance aux cycles (jusqu’à 10 000 cycles), stabilité thermique, disponibilité élevée auprès des constructeurs Tier-1 d’Europe, de Corée et de Chine. Inconvénients : densité énergétique inférieure à celle de l’NMC, dégradation de la puissance à basses températures inférieures à -10°C. LCOS 110 €/MWh, légèrement supérieure à ZnBr, mais la IRR la plus élevée de la comparaison : 10,5 % (KPMG AG, février 2026). Durée de stockage typique d’un à quatre heures. LFP est la première option pour les applications multiusages (FCR, aFRR, peak shaving) avec des cycles complets quotidiens.
Profil à long terme · 4–12 h
ZnBr – Zink bromure (batterie à flux)
Conçue pour des durées de stockage d’environ quatre à douze heures. Avantages : profondeur de décharge jusqu’à 100 %, seulement 0,3 % dégradation par an, jusqu’à 20 000 cycles, selon KPMG sans risque de flambée d’incendie et donc utilisable aussi dans des halls. Inconvénients : densité énergétique inférieure et efficacité AC-AC (81 %), intégration plus spécifique du système, investissement plus élevé (360 €/kWh). LCOS 104 €/MWh, le plus bas du comparatif de KPMG. Attrait pour l’optimisation de la consommation propre et les stratégies opérationnelles à forte charge d’arbitrage (KPMG AG, février 2026). Convient aux sites avec de grands écarts de prix entre le prix de l’électricité de nuit et celui du jour, ce qui est un problème pour les entreprises.
Émergent · pas encore de standard 2026
NIB (batterie à ions de sodium / Na-ion) – ions de sodium
Technologies émergentes basées sur des matières premières peu coûteuses et abondantes (pas de lithium, pas de cobalt). Avantages : matières premières disponibles dans le monde entier telles que le sodium, l’acier ou le manganèse, profondeur de décharge jusqu’à 100 %. Inconvénients : pas encore un standard commercial pour les batteries de grande capacité (2026), durée de cycle encore incomplète, peu de fournisseurs Tier-1 qualifiés. LCOS 127 €/MWh, dégradation de 3,0 % par an (KPMG AG, février 2026 ; peu d’expérience dans les applications commerciales). CUBE CONCEPTS surveille NIB – aucun produit standard actuellement.
La décision technologique est une fonction de la stratégie d’exploitation : un stockage pour la commercialisation dominante de FCR/aFRR avec 2 à 3 cycles complets par jour nécessite des exigences différentes d’un stockage d’arbitrage avec un cycle quotidien. CUBE BatterySizer calcule la technologie et la capacité optimales en fonction de votre profil de charge spécifique au site – indépendamment du fabricant et sans pré-détermination préalable. Le résultat n’est pas toujours LFP. C’est toujours la technologie qui, dans votre profil de charge, atteint le plus bas LCOS de cycle de vie lors de la stratégie d’exploitation prévue. Pour les sites présentant un fort potentiel d’arbitrage et des cycles de décharge longs, ZnBr peut être la meilleure option – cela découle de la calculs, et non de la préférence du fabricant.
Source : KPMG AG, Étude de cas : Réseau de stockage de batteries, février 2026, p. 13–21 · CUBE CONCEPTS Expérience de projet
Des concepts aux décisions
Comment CUBE CONCEPTS traduit-il les concepts en chiffres concrets pour votre entreprise ?
Un glossaire explique les termes. CUBE CONCEPTS traduit ces termes en une comptabilité ouverte spécifique au lieu d’implantation – en fonction de vos données de trafic RLM, de la réglementation actuelle et des prix du marché actuels.
La différence entre un projet BESS qui est économique et celui qui l’est pas tient rarement à la notion – elle réside dans la qualité de mise en œuvre. La CUBE EfficiencyUnit est l’infrastructure de gestion qui coordonne la notification de §19-Atypik, la délimitation des quantités réinjectées selon §118 et MiSpeL, la soumission des prix FCR et aFRR et la répartition des pics en temps réel. La comptabilisation ouverte est l’outil qui permet au CFO, à la révision et à l’achat d’énergie de disposer de la même base de données – avant de prendre une décision après la signature.
Ce que CUBE CONCEPTS livre concrètement
- Appel d'offres indépendant du fabricant (au moins 3 offres, évaluation LCOS)
- Calcul basé sur vos données de profil de consommation en livre ouvert
- Calcul du LCOS pour LFP et alternatives
- Trois scénarios de revenus (de base / conservateur / optimiste)
- Structure comptable conforme IFRS 16 + audit hors bilan
- Qualification préalable complète et communication de l'OPC
- Reporting mensuel à livre ouvert à partir de l'IBN
Ce que d'autres fournisseurs n'offrent souvent pas
- Calcul transparent avant la décision
- Calcul LCOS spécifique au site
- Appel d'offres indépendant du fabricant
- Facturation en livre ouvert par installation
- Structuration de la norme IFRS 16 par conciliation des auditeurs
- Coordination complète du contrôle de l'atypie
La plupart des fournisseurs vendent soit du matériel, soit de l'électricité. CUBE CONCEPTS construit le système qui sous-tend cette solution – la structure de gouvernance, d'exploitation et de revenus dont les entreprises industrielles ont besoin pour prendre et assumer avec conviction une décision BESS.
CUBE CONCEPTS Expérience de projet · KPMG AG Investment Case, février 2026
Références
Projets réalisés avec des entreprises de l'industrie de niveau 1
CUBE CONCEPTS a réalisé plus de 150 projets énergétiques à l’échelle européenne (s’agissant exclusivement du secteur photovoltaïque). La méthodologie – ouverte, indépendante des fabricants, basée sur le charge-pointage – est la même que celle qui est maintenant utilisée pour BESS.
50 MW / 100 MWh
BESS de Tušimice en construction
200 à 300 k€
Potentiel brut d'exploitation de FTM/MW/année (norme indicative)
TI AUTOMOTIVE
MAGNA
VALEO
VOESTALPINE
TENNECO
ITW
Questions fréquentes
FAQ sur les termes et la réglementation des BESS
Qu’est-ce que AgNes – et pourquoi est-il pertinent à partir de 2029 ?
AgNes (Système général de tarification de l’électricité, procédure GBK-25-01-1#3 de la BNetzA) réglementera les tarifs de l’électricité à partir du 1er janvier 2029, lorsque le régime NEV-Strom et donc l’article 19, paragraphe 2, expirent. Selon le projet du 06.08.2026, les clients industriels paieront un prix de capacité pour une capacité commandée annuellement ; le soutirage au-delà coûte 2 à 3,5 fois le prix de l’énergie. Il n’est prévu aucune continuation pour l’utilisation atypique du réseau. Un stockage à batterie peut éviter de dépasser la capacité commandée et offrir une flexibilité pour un nouveau profil tarifaire éventuel. La décision définitive est prévue pour fin 2026.
À partir de quelle taille une batterie de stockage est-elle économiquement viable dans un usage C&I ?
Selon l’expérience de CUBE CONCEPTS, l’investissement économique commence à environ 750 kW / 1 500 kWh. Pour l’énergie de régulation, une taille minimale d’offre est de 1 MW ; les installations plus petites sont commercialisées dans le pool. CUBE CONCEPTS prévoit des revenus bruts de 200 000 à 300 000 € par MW et par an, indépendamment d’une installation photovoltaïque ; selon l’ISEA Battery Revenue Index, le potentiel d’un stockage de 2 heures se situait en 2025 à environ 259 000 €/MW.
Qu’est-ce que CPFS – et qu’est-ce qui le distingue Contracting?
CPFS (CUBE Profit Flex Solution) est le modèle de fonctionnement en trois phases de CUBE CONCEPTS : Phase I : recettes de marché (FTM), Phase II : utilisation sur site (BTM), Phase III : une combinaison des deux. C’ Contracting est l’une des deux formes de contrat : CUBE CONCEPTS investit (0 € en CAPEX), vous recevez 25 % des recettes nettes de marché. Lors de l’achat, vous investissez vous-même et conservez 100 % des recettes.
Qu'est-ce que le FCR et l'aFRR ?
FCR (Frequency Containment Reserve) est la capacité de régulation primaire : pleine capacité en 30 secondes. aFRR (Automatic Frequency Recovery Reserve) est la capacité de régulation secondaire : pleine capacité en 5 minutes. En 2025, aFRR était la principale source de revenus pour les batteries de stockage ; selon l’ISEA Battery Revenue Index, les revenus issus de cette capacité ont augmenté de 39 %.
Que sont les fenêtres de forte charge (HLZ) ?
Les Horaires de pointe (HLZF) sont des horaires de journée que le fournisseur d’électricité détermine pour chaque niveau de réseau et selon la période de l’année, et qui sont publiés jusqu’au 31 octobre pour l’année suivante ; ils s’appliquent uniquement les jours ouvrables. Pour les utilisations atypiques du réseau conformément à l’article 19, paragraphe 2, phrase 1, StromNEV, la charge maximale du client doit être nettement inférieure à sa charge annuelle maximale. Les batteries de stockage sont donc chargées spécifiquement pendant ces horaires de pointe.
Qu'est-ce que le LCOS ?
Coût pondéré de l’entreposage : coûts totaux déduits par kWh stocké sur la durée de vie, y compris l’investissement, l’exploitation et la dégradation. Cela permet de comparer les technologies de stockage. Étude de KPMG (février 2026) : ZnBr 104 €/MWh, LFP 110 €/MWh, NIB 127 €/MWh. LFP y parvient à la plus forte IRR (10,5 %) là, malgré un LCOS légèrement plus élevé.
Qu'est-ce que MiSpeL et quel lien y a-t-il avec les frais de connexion ?
MiSpeL est la décision de l’Agence fédérale de la réglementation du marché des installations de stockage et des points de recharge, adoptée le 1er octobre 2026. Elle permet le fonctionnement simultané de BTM et FTM sans perte de financement par le biais de l’EEG. MiSpeL n’est pas un instrument propre de tarification du réseau, mais, selon la compréhension de l’EnWG, il s’applique également à la déduction de la taxe de réseau pour les volumes d’électricité récupérés conformément à l’article 118, paragraphe 6, point 3. Jusqu’au 30 septembre 2027, l’utilisation de ce mécanisme est possible uniquement avec l’accord des opérateurs de réseau et des points de mesure.
Ce que signifie "Open-Book" dans le cadre des CPFS
L'open book signifie une transparence totale de tous les flux de revenus et de coûts dans la relation commerciale CPFS. Pas : une publication des prix. Base d'une structure comptable traçable et auditable.
Pourquoi le "Peak Shaving" vaut-il la peine, même sans la spécificité du paragraphe 19 ?
Le tarif de prestation selon l’article 17 de StromNEV est basé sur la puissance horaire maximale enregistrée au cours de l’année d’abonnement : une seule heure d’utilisation inefficace détermine les coûts de prestation de l’année entière. Le stockage de batterie coupe automatiquement cette valeur maximale. L’article 19 est un moyen supplémentaire jusqu’au 31.12.2028, non une base ; à partir de 2029, selon le projet AgNes, le stockage évite également des frais excessifs pour une capacité supérieure à celle commandée.
Qu'est-ce qu'un compteur RLM ?
Mesure de performance enregistrée : procédure de mesure pour les consommateurs finaux ayant un volume d’utilisation annuel supérieur à 100 000 kWh (§ 55 MsbG). Génère des données de charge de 15 minutes, condition requise pour la dimensionnement de BESS, §19-Atypik-Nachweis et optimisation de l’exploitation.
Que règle le §19, al. 2, phrase 1 StromNEV ?
L’article 19, paragraphe 2, alinéa 1 de StromNEV accorde un tarif individuel pour une consommation atypique de réseau : la charge maximale du client dans les périodes de pointe doit être inférieure à la barre d’importance (par exemple 20 % en tension moyenne) et à au moins 100 kW de sa consommation maximale annuelle. Le tarif est d’au moins 20 % du tarif publié. Annonce jusqu’au 30 septembre, preuve jusqu’au 30 juin de l’année suivante. S’applique jusqu’au 31 décembre 2028. BK4-22-089 ne concerne que la charge de bande (paragraphe 2).
Qu'accorde le §118 paragraphe 6 de la loi sur l'énergie (EnWG) ?
L’article 118, paragraphe 6 de l’EnWG exonère pendant 20 ans les installations de stockage mises en service d’ici le 4 août 2029 des redevances de réseau sur l’électricité soutirée, dans la mesure où elle est réinjectée dans le réseau. Selon le projet de réglementation AgNes de l’Agence fédérale de la réglementation des réseaux du 06.08.2026, cette exemption ne s’applique qu’aux nouveaux projets si la décision définitive d’investissement intervient avant la publication de la réglementation, prévue pour le 1er janvier 2027. Pour les quantités consommées par l’installation sur place, cette exemption n’est pas applicable.
Des concepts aux nombres
Que pouvez-vous découvrir de votre courbe de charge en 30 minutes ?
CUBE CONCEPTS analyse votre consommation de charge et calcule des potentiels concrets : valeur d’exonération de l’article 118, recettes FTM, économies grâce au peak shaving, §19 – atypie et coûts de la capacité commandée à partir de 2029. Estimation initiale en 30 minutes, gratuite, sans engagement.
⚠ §118 : Décision d’investissement selon le projet AgNes avant le 1er janvier 2027, mise en service d’ici le 4 août 2029.
Quels autres sites BESS recommandez-vous ?
Aperçu
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Peak Shaving
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Références
§ 118, alinéa 6 de l’EnWG : Mise en service jusqu’au 4 août 2029 · BNetzA, projet de réglementation AgNes-Festlegungsentwurf GBK-25-01-1#3 du 06.08.2026 : Décision d’investissement avant le 1er Janvier 2027, tarifs d’électricité à partir de 2029 · §19, alinéa 2 StromNEV : Utilisation atypique du réseau et surcharge de bande jusqu’au 31.12.2028 · BNetzA BK4-22-089 / A01 : Régime d’urgence sur surcharge de bande, expiré le 31.12.2025 · BNetzA, décision MiSpeL 618-25-02 du 01.10.2026 · §14a EnWG : Module 3 depuis le 1er Avril 2025 · Rapport de suivi BNetzA 2025 : Tarif de réseau industrie 24 GWh · BNetzA/SMARD, 20.08.2026 : Prise en charge du réseau, prix négatifs 2025 · ÜNB, regelleistung.net : Réserve réglementaire, conditions PQ · KPMG AG : Étude d'investissement en batteries fixes, février 2026 · ISEA Battery Revenue Index, RWTH Aachen, revenus 2025 · Directive sur le prix de l'électricité industrielle du 27.04.2026, BAnz AT 06.05.2026 B1 · BFA · Commission européenne, CISAF, par. 121–123
CUBE CONCEPTS GmbH · /wissen/glossar/ · Date de mise à jour : 09.10.2026