Optimisation des frais de réseau §19 + §118 + AgNes
Trois leviers réglementaires, une feuille de route. Pour les entreprises industrielles de 1 MW maximum. Nouvelle date d’expiration : décision d’investissement pour de nouveaux systèmes de stockage avant la publication de la décision AgNes, selon le projet, le 1er janvier 2027.
avant la publication de la décision
Fin du régime atypique
20 ans d’exonération d’impôts sur le réseau électrique
BNetzA GBK-25-01-1#3
Analyser le dernier tour : roadmap réglementaire en 30 minutes →
Le tarif de réseau n’est pas un poste secondaire pour l’industrie énergétique. C’est le bloc de coûts principal et le seul qui peut être réglementé.
Le piège des coûts : la composante de puissance maximale pour les frais de réseau
Dans les installations industrielles de puissance supérieure à 1 MW, la part des redevances de réseau dans les frais d’exploitation de l’électricité se situe généralement entre 30 et 40 %. Le facteur déterminant est la composante de puissance (HLZ, Horaires de charge maximale), qui s’adapte linéairement à la charge maximale annuelle. Une charge maximale de 1 000 kW pendant 15 minutes suffit à fixer le prix de la puissance pour une année d’exploitation complète.
Trois facteurs structurels exacerbent la situation d'ici 2030 :
- Désavantages de l'expansion du réseau : Les investissements dans le réseau de transport sont appliqués à tous les consommateurs. Les sites industriels représentent la plus grande partie des coûts liés aux prix de la puissance électrique.
- Volatilité due à l'installation d'EE : La production fluctuante augmente la nécessité de flexibilité. Celui qui ne peut pas compenser les pertes subies paie la volatilité sous forme d'un supplément au tarif de l'électricité.
- Découverte d'un mécanisme d'optimisation éprouvé : L'article 19, paragraphe 2, phrase 1 de StromNEV (Utilisation atypique du réseau) prend fin le 31 décembre 2028. La réglementation successorale AgNes débutera le 1er janvier 2029, avec une autre mécanique et des options supplémentaires.
Les entreprises industrielles sans optimisation active de la courbe de charge perdront entre 50 000 et 200 000 €/MW/an de différence de tarifs de réseau par rapport aux concurrents optimisés d'ici 2030.
Trois leviers réglementaires en un coup d'œil
Pour les entreprises industrielles à partir de 1 MW de puissance de pointe, il existe trois leviers actifs pour l'optimisation des frais de réseau. Ils agissent différemment, ont des échéances différentes et peuvent être combinés de différentes manières.
| Hebel | Mécanisme | Champ d'application | Première | Caractéristique avantageuse |
|---|---|---|---|---|
| §19 al. 2 phrase 1 StromNEV Utilisation atypique du réseau | Décalage de charge à partir des fenêtres de pointe. Réduit la composante de puissance. | Moyenne/haute tension, profil de charge approprié | Date limite de candidature 30.09.2028, fuite 31.12.2028 | Réduction des frais d'accès (en cours, révisée annuellement) |
| Article 118, paragraphe 6, de la loi sur le réseau énergétique (EnWG) Exonération des frais de réseau de stockage | Libération totale des frais de réseau pour l'électricité stockée dans les réseaux, pour une période de 20 ans à partir de l'IBN. | Nouvelles installations de systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS), même point de connexion | Décision d'investissement avant la publication de la décision AgNes (projet : 1er janvier 2027), présentation d'un justificatif d'ici le 31 mars 2027, mise en service au plus tard le 4 août 2029 | Avantage tarifaire du réseau (20 ans, planifiable) |
| AgNes Systématique générale des tarifs de réseau pour l'électricité | Commercialisation dirigée par le réseau ou par le prix de la flexibilité. Gestion active plutôt que tarification statique. | Entreprises industrielles avec BESS ou portefeuille de charges contrôlables | Valable à partir de 01.01.2029 (BNetzA GBK-25-01-1#3) ; projet de réglementation du 06.08.2026, publication selon le projet du 01.01.2027 | Déverrouillage des revenus issus de l’utilisation du réseau + différenciation par rapport à la concurrence |
Les trois leviers sont combinables : §19 peut être utilisé jusqu’à la fin de l’année, parallèlement à la planification §118-IBN. À compter du 1er janvier 2029, AgNes assumera l’optimisation en cours, tandis que §118 tiendra le cap des 20 ans.
Pivote 1 : Utilisation atypique du réseau selon l’article 19, paragraphe 2, phrase 1, de StromNEV
La réglementation sur l'atypie permet aux entreprises industrielles ayant un profil de consommation opposé à la charge maximale du réseau de bénéficier d'une base de calcul réduite pour les frais de réseau. Condition préalable : prouver que la consommation pendant les périodes de charge maximale (HLZ) du gestionnaire de réseau est significativement inférieure à la moyenne annuelle.
Mécanisme
Au lieu du calcul standard basé sur la charge maximale annuelle individuelle, un calcul réduit s’applique en cas d’utilisation atypique du réseau démontrée, généralement basé sur la charge pendant les fenêtres de forte charge (HLZ). Selon le gestionnaire de réseau, la courbe de charge et le niveau de tension, la réduction des frais de réseau se situe entre 20 et 80 % par rapport au calcul standard.
Prérequis
- Niveau de tension : Moyenne ou haute tension. Les connexions basse tension relèvent d'autres réglementations.
- Caractéristique de la dernière marche : Le coefficient de variation pendant la période d'observation doit être significativement inférieur à la moyenne annuelle, démontrée par les données de charge semi-heureuses des 12 derniers mois.
- Demande : auprès du fournisseur d’accès, renouvelable chaque année. Date limite de dépôt des demandes : 30 septembre 2028 pour la dernière demande pour l’année d’imposition 2028.
Entrée et sortie
Échéance jusqu'au 31 décembre 2028. Le régime de l'atypie sous sa forme actuelle prendra fin au tournant de l'année 2028/2029. À partir du 1er janvier 2029, AgNes reprendra le relais en tant que mécanisme de suivi, avec un fonctionnement différent (voir levier 3).
Pour la profondeur de l'atypie du §19 y compris un exemple de pratique isolé avec 480 000 € d'épargne sur quatre ans de facturation : Utilisation atypique du réseau : bas de page.
Pôle 2 : Exemptation des frais d’alimentation en électricité pour les batteries conformément à l’article 118, paragraphe 6, du EnWG
Mécanisme
Les batteries de stockage nouvellement installées (BESS) qui remplissent les conditions prévues par l’article 118, paragraphe 6, de la loi EnWG bénéficient d’une exemption totale des frais de réseau pendant 20 ans à compter de la mise en service. Cette exemption s’applique au courant alimenté par le point de connexion au réseau et réinjecté, c’est-à-dire aux quantités d’énergie transportées par le stockage.
Important : §118 est un avantage en matière de frais d’exploitation, pas une composante de recettes et pas un montant de subvention. Cette exemption réduit les frais d’exploitation du stockage, ce qui se répercute de manière proportionnelle sur les LCOS et l’IRR. Dans les configurations multi-usages (utilisation propre du stockage + commercialisation FTM), §118 constitue la base pour que le stockage soit économiquement viable.
Colocation sur le même socle
Dans les installations combinées PV+BESS, les onduleurs PV et les conteneurs BESS doivent être dimensionnés sur le même socle afin que le stockage soit qualifié juridiquement comme une partie intégrante de l’installation de production. Cette association technique est un élément obligatoire du formulaire de demande selon §118.
Deux dates limites et une phase préparatoire
Selon le projet de réglementation AgNes du 6 août 2026, la dérogation de 20 ans est conditionnée à deux conditions. Premièrement : la décision définitive d’investissement doit intervenir avant la publication du projet, soit le 1er janvier 2027. Les commandes contractuelles de composants représentant au moins 50 % % du volume d’investissement, dont l’exploitant ne peut se libérer sans dommages importants à ses actifs ; cette preuve doit être fournie au réseau opérateur d’ici le 31 mars 2027. Deuxièmement : la mise en service doit avoir lieu au plus tard le 4 août 2029. Le jour de la notification effective est déterminant ; si la date de notification est fixée plus tôt, le premier délai de prescription sera reporté.
- Installations de stockage d'énergie (extension avec BESS) : Phase de planification de 6 à 12 mois. Avec une décision d’investissement avant la publication de la notification, la mise en service est réalisable avant août 2029.
- Nouvelle construction (terrain vierge) : En moyenne, 40 mois entre la décision d’investissement et la mise en service, dû à l’autorisation de raccordement au réseau, à la sous-station et à l’alimentation en électricité du transformateur. Avec une décision d’investissement fin 2026, la mise en service se situe donc après le 4 août 2029 ; l’exonération n’est généralement plus possible pour de tels projets.
Perte mensuelle de retard
En cas de retard par rapport aux dates limites, une perte de 16 000 à 25 000 €/MW de bénéfice net d’électricité par mois est subie. Sur une période de 20 ans, ce montant s’élève à une somme qui domine tout effet de dépréciation dans le cas d’investissement.
Pour la modélisation approfondie du cas d'investissement, y compris TRI / VAN / LCOS par technologie de stockage (LFP, ZnBr, batterie sodium-ion) : Coût et retour sur investissement : en profondeur. Pour un modèle de site concret avec comparaison IRR / NPV / LCOS : Soumettre le dernier lot →
Pivote 3 : AgNes à partir du 1er janvier 2029. De la tarification statique à la commercialisation dynamique
Entrée en vigueur et statut réglementaire
AgNes (Allgemeine Netzentgeltssystematik Strom) entrera en vigueur le 1er janvier 2029. Le cadre juridique est le règlement GBK-25-01-1#3 de l’Agence fédérale de la réglementation des réseaux. L’autorité a soumis le projet de règlement complet à la consultation le 6 août 2026 ; selon ce projet, la publication est prévue pour le 1er janvier 2027.
AgNes remplace la réglementation statique d’atypie (article 19, paragraphe 2, alinéa 1, StromNEV) par un système basé sur les incitations : les tarifs d’électricité deviennent la variable de contrôle de la flexibilité de la demande. Ceux qui déplacent la demande profitent ; ceux qui mettent la charge à des moments critiques paient plus.
Piloté par le réseau vs. Piloté par le prix
AgNes connaît deux modes de gestion :
- Dirigé par le réseau : La charge est soumise aux signaux de réseau du fournisseur de réseau local. Utilisation principalement dans les régions où l’expansion du réseau est problématique. Remboursement via des éléments de tarification réduits et des primes de flexibilité.
- Prix indiqué : La demande suit les signaux de prix du marché de l’électricité en termes de day-ahead et intraday. Un plus grand potentiel de commercialisation, mais aussi des exigences de modélisation plus élevées. Une condition préalable est un BESS ou un portefeuille de charges contrôlable.
Compatibilité avec BESS et mFRR
Les BESS sont l’infrastructure naturelle des AgNes : leur temps de réponse (≤ 1 seconde) répond à toutes les exigences, leur capacité est planifiable et la dérogation §118 peut être appliquée en parallèle. mFRR (Minutenreserve) reste pertinente comme canal complémentaire, non comme canal principal, car la rémunération par mégawatt-heure consommée est inférieure au prix de commercialisation des AgNes.
Pour la profondeur des marchés de l'énergie de régulation et des composantes de revenus FCR/aFRR : Energie de base : Niveau profond. Pour une modélisation de la commercialisation d'AgNes spécifique au site : Prendre rendez-vous
Exemple pratique : site industriel de Saxe, trois constellations réglementaires
- BESS: 1 MW / 2 MWh (LFP-Conteneur, co-localisation sur la même fondation que PV)
- Stocks de PV : 1,895 kWc
- Consommation annuelle : 6 795 MWh
- Charge de pointe : 1,284 kW
- Facture de frais de réseau (avant optimisation) : ~310 000 €/an
La table suivante présente trois configurations réglementaires dans le même site : statique (StromNEV 2026, sans AgNes), AgNes alimenté par le réseau (BESS suivant le signal du réseau), AgNes alimenté par le prix (BESS suivant le signal du marché). Les indicateurs économiques sont modélisés à partir de données de consommation semi-annuelles réelles ; les hypothèses reposent sur les benchmarks de KPMG (Case d’investissement des batteries stationnaires, février 2026).
| Constellation | Flux de trésorerie total | CUBE 75 % | Client 25 % | Remboursement | TIR | VAN |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Statut quo (StromNEV 2026) | 97 200 €/an | 72 900 € | 24 300 € | 5,3 J. | 17,2 % | 328 000 € |
| Agnes pilotée par réseau | 226 500 €/an | 169 875 € | 56.625 € | 2,2 J. | 58,6 % | 1,66 million d'euros |
| Agnes mené au prix | 320 100 €/an | 240 075 € | 80 025 € | 1,5 J. | 94,0 % | 2,70 millions d'euros |
Aide à la lecture : Dans le modèle BESS Contracting, CUBE et le client se partagent les recettes nettes de marché à 75 % / 25 %. Le client n’investit pas (0 € de CapEx) ; CUBE finance, construit, exploite et commercialise et reçoit en contrepartie la part de 75 %. Dans le modèle d’achat BESS, le client conserve 100 % des recettes, mais supporte la totalité de l’investissement (ordre de grandeur : ~250 €/kWh jusqu’à 2 MWh ; à partir de 5 MWh, 175–200 €/kWh).
Source : CUBE CONCEPTS Modélisation à partir de données réelles sur une charge semi-annuelle · Suppositions basées sur les benchmarks de KPMG (étude de cas d’investissement concernant les batteries stationnaires, février 2026). Site industriel anonymisé en Saxe.
Qui profite ? Qualification et processus
ICP-Profil
- Puissance maximale à partir de 1 MW : en dessous de ce seuil, l’effet de levier de la composante de performance est trop faible pour justifier l’investissement selon §118-IBN pendant 20 ans.
- Niveau de tension : tension moyenne ou haute : Les connexions à faible tension relèvent d'autres régimes réglementaires qui ne sont pas abordés ici.
- Processus final avec un potentiel d'optimisation : profil opposé à la charge maximale nette (pour §19) ou portefeuilles de charges contrôlables (pour AgNes)
- Horizon d’investissement 5 à 20 ans : L’exonération au titre du §118 s’amortit sur la durée de 20 ans, avec des effets IRR à partir de la cinquième année.
Processus en quatre étapes
CUBE CONCEPTS travaille sur chaque site en quatre étapes, de l’analyse des charges à la planification des délais. Au cours de ces quatre étapes, plus de 250 variantes de fonctionnement sont intégrées à la modélisation, en fonction des données réelles de charge semi-horaires du site.
Données de trafic semi-mensuelles des 12 derniers mois. Identification HLZ. Profil de volatilité. Identification des leviers pertinents : §19, §118, AgNes, individuellement et en combinaison.
au moins 3 offres comparatives, évaluées selon le LCOS. Aucune dépendance vis-à-vis des fournisseurs, aucune structure de marge opaque. La technologie LCOS (Liquid Crystal on Silicon) par technologie de stockage comme métrique de comparaison centrale.
Sélection parmi plus de 250 variantes de fonctionnement : statique, AgNes alimenté par le réseau, AgNes alimenté par le prix, multi-usage avec consommation propre BTM, FTM uniquement commercialisé. Décision basée sur l’IRR, la NPV et le profil de risque.
Planification inversée des deux dates limites : commande contractuelle avant la publication de la décision AgNes, mise en service jusqu’au 4 août 2029. Contrat d’alimentation en réseau, poste de transformation, autorisations, construction, mise en service. Périodes de rétablissement contre les risques liés aux chaînes d’approvisionnement.
Évaluation de la portée d’application : quels leviers juridiques s’appliquent à l’industrie ?
Tous les paragraphes du droit de l'énergie qui circulent dans le débat public ne s'appliquent pas nécessairement aux entreprises industrielles à partir de 1 MW de crête. L'aperçu suivant distingue les leviers applicables aux moyennes et hautes tensions des réglementations qui s'adressent à d'autres destinataires.
- §11c EnWG : Construction et exploitation d'installations de stockage par des acteurs du marché indépendants des opérateurs de réseau. Générateur d'impulsion pour la construction de BESS.
- §35 du BauGB : Privilège extérieur depuis le 1er janvier 2026. N° 11 (co-location à partir de 1 MWh + installation EE) OU N° 12 (installation autonome à partir de 4 MW + 200 m de transformateur).
- § 118, alinéa 6 de l’EnWG : Exonération des tarifs de réseau pendant 20 ans pour les stockages nouvellement construits, avec décision d’investissement avant la publication de la réglementation AgNes et mise en service d’ici le 4 août 2029.
- §19, alinéa 2, phrase 1 de StromNEV : Utilisation atypique du réseau. Date de dépôt des demandes : 30 septembre 2028, expiration le 31 décembre 2028.
- §42c EnWG : S'applique aux situations de consommation d'électricité par les locataires. Non pertinent pour l'utilisation privée de l'énergie photovoltaïque/énergie de stockage dans les installations industrielles.
- §14a EnWG : Réglementation des clients finaux à basse tension pour les consommateurs contrôlables (pompes à chaleur, bornes de recharge, batteries privées). Ne s’applique pas aux équipements à moyenne ou haute tension industriels. Toute entreprise proposant cette réglementation dans le cadre de contrats d’alimentation industrielle doit examiner le contenu de l’offre de manière critique.
Cette correspondance est définie par la réglementation et ne constitue pas un avis juridique définitif. Dans des cas individuels spécifiques, le champ d'application doit être clarifié avec un avocat et un conseiller fiscal.
Modèles CUBE : mise en œuvre des trois leviers
CUBE CONCEPTS propose deux modèles pour la mise en œuvre des leviers de redevances de réseau présentés ici. Les deux utilisent le §118 comme point d'ancrage de base, les deux traitent les atypicalités du §19 (jusqu'à l'échéance) et AgNes (dès l'entrée en vigueur). Ils diffèrent par leur logique d'investissement et leur répartition des revenus.
- 0 € CapEx Client : CUBE finance entièrement
- Partage des recettes : CUBE 75 % / Client 25 % des recettes nettes après OPEX
- CUBE assume le risque CAPEX, exploite, commercialise
- La consommation propre de BTM reste à 100 % chez le client (non partagée)
- Investissement intégral du client : Échelle ~250 €/kWh jusqu’à 2 MWh, à partir de 5 MWh 175–200 €/kWh
- 100 % Produits chez le client
- Le client exploite lui-même ou mandate CUBE en tant qu'opérateur
- Livraison clés en main avec garantie
Le choix entre la formule Contracting et l'achat dépend de l'horizon d'investissement, de la stratégie financière et de la propension au risque. CUBE CONCEPTS analyse les deux modèles pour chaque site.
Mise à jour et remarques
Au 22 octobre 2026 · Sans garantie concernant les évolutions réglementaires · Pas de conseil juridique, fiscal ou énergétique · La date d’entrée en service prévue par l’article 118 (le 4 août 2029), condition de la décision d’investissement avant la publication de la décision AgNes (projet du 6 août 2026, publication selon le projet le 1er janvier 2027, vérification jusqu’au 31 mars 2027), la date d’application de l’article 19 (30 septembre 2028) et le début de la nouvelle nomenclature le 1er janvier 2029 sont des statuts juridiques et des statuts BNetzA actuels qui doivent être clarifiés dans chaque cas individuel par un avocat, un conseiller fiscal ou un conseiller en marché de l’énergie. Les flux de trésorerie, l’IRR et le NPV indiqués dans l’exemple pratique A sont des calculs de modèle basés sur des données de consommation halbédimentaires réelles d’un site industriel anonymisé ; les valeurs réelles dépendent de la charge de consommation, du gestionnaire du réseau, de la tension et de l’évolution du marché.
Sources
- KPMG, Étude de faisabilité des batteries fixes (février 2026) : kpmg.com/de, Étude d’investissement
- BNetzA, projet de réglementation AgNes du 6 août 2026 (GBK-25-01-1#3) : bundesnetzagentur.de/1059162
- BMWK, §118 EnWG : bmw.fr
- BMWE, prix de l’électricité industrielle (annonce le 16 avril 2026) : bmwe.de
- §118 EnWG Texte intégral : gesetze-im-internet.de, §118 EnWG
- §19 StromNEV texte intégral : gesetze-im-internet.de, §19 StromNEV
Projets réalisés avec des entreprises industrielles
Questions fréquentes
Le paragraphe 1 réglemente l’utilisation atypique du réseau pour les entreprises industrielles ayant un profil de charge opposé à la charge maximale du réseau. Le paragraphe 2 réglemente l’accord individuel sur le tarif de l’électricité pour les consommateurs de grande consommation avec des heures de consommation totales supérieures à 7 000 h/an et un volume d’électricité consommé supérieur à 10 GWh. Les deux paragraphes resteront en vigueur jusqu’au 31 décembre 2028 dans leur forme actuelle.
Selon le projet d’AgNes 2 : la décision définitive d’investissement avant la publication de la décision de programmation, selon le projet le 1er janvier 2027, avec un délai de présentation de la documentation jusqu’au 31 mars 2027, et la mise en service au plus tard le 4 août 2029. Pour les installations existantes, nous prévoyons une période de planification de 6 à 12 mois, pour les nouvelles installations une période de planification moyenne de 40 mois, depuis la décision d’investissement jusqu’à la mise en service.
Le régime de l'atypie dans sa forme actuelle arrive à expiration. À partir du 1er janvier 2029, AgNes reprendra le relais en tant que mécanisme successeur avec une mécanique différente (système de frais de réseau incitatif au lieu d'une réduction statique de l'atypie). Ceux qui souhaitent encore utiliser le §19 en 2028 doivent déposer leur demande avant le 30 septembre 2028.
Les articles 11c EnWG (construction de BESS), 35 BauGB (privilège extérieur), 118 al. 6 EnWG (exonération du stockage) et 19 al. 2 phrase 1 StromNEV (atypie jusqu'à expiration) sont applicables. Les dispositions relatives au courant pour locataires (§42c) et les dispositions relatives aux clients finaux basse tension pour les consommateurs contrôlables ne s'appliquent pas aux exploitations industrielles en moyenne/haute tension. Détails dans le contrôle du champ d'application ci-dessus.
Dans le mode géré par le réseau, la demande suit les signaux de contrôle du fournisseur de réseau régional. Remunération grâce à des tarifs de réseau réduits et des primes de flexibilité. Dans le mode prix, la demande suit les signaux de prix de jour-à-jour et intrajournaliers sur le marché de l’électricité. Plus grand potentiel de commercialisation, mais exigences plus élevées en matière de modélisation. Dans l’exemple pratique ci-dessus, le cash flow dans le mode prix est d’environ 40 % supérieur à celui du mode géré par le réseau.
Pour le §19-Atypik, un profil opposé à la charge maximale de réseau est nécessaire, démontrable grâce aux données de charge semi-annuelles des 12 derniers mois. Pour le §118, une configuration BESS suffit sans autres conditions de charge. Pour AgNes, un portefeuille de charges contrôlable (BESS ou processus industriels commutables) est une condition requise.
En règle générale, il n’y aura plus de délai : 40 mois à compter de la décision d’investissement fin 2026 entraîneront une mise en service après le 4 août 2029. Pour les installations existantes avec un délai de préavis de 6 à 12 mois, cette échéance sera atteinte si la décision d’investissement intervient avant la publication de la décision AgNes.
Le prix de l’électricité industrielle et l’optimisation des tarifs d’accès à la réseau sont deux clusters de régulation distincts. Le prix de l’électricité industrielle est influencé par le prix de l’énergie (composante énergétique), tandis que l’optimisation des tarifs d’accès à la réseau est influencée par la composante consommation de réseau (part des capacités de production et de travail). Ces deux clusters sont combinables et possèdent des conditions ICP communes (≥ 1 MW de puissance maximale, tension moyenne/élevée). Profondeur pour le prix de l’électricité industrielle : Connaissances : Prix de l’électricité pour l’industrie.
Pour aller plus loin
Pour la libération en vertu de l’article 118, la décision d’investissement doit être prise avant la publication de la décision AgNes, selon le projet prévu pour le 1er janvier 2027.
Analyse de la dernière étape en 30 minutes. Modélisation de plus de 250 variantes d'exploitation. Dossier de décision avec TRI / VAN / LCOS par constellation.
Analyser le dernier niveau