Batteries de stockage polyvalentes : plus de cycles ≠ plus de revenus. C’est la logique de contrôle qui décide.
Trois canaux d’exploitation parallèles sur un même matériel : commercialisation FTM pour l’énergie régulée et le marché spot, optimisation BTM contre les pics de charge et les redevances de réseau, co-location et consommation propre selon MiSpeL (depuis octobre 2026). Le matériel est multi-usages. La gestion est multi-usages. La différence réside dans le EMS, pas dans la cellule.
01 – Modélisation réaliste
320 100 € de flux de trésorerie dans le scénario « AgNes piloté par les prix » – retour sur investissement en 1,5 an. Statu quo : 97 200 €.
Modélisation du concept CUBE sur un site industriel réel en Saxe. 1 MW / 2 MWh BESS, 1.895 kWp PV existant, 6.795 MWh de consommation annuelle, charge de pointe 1.284 kW, facture de frais de réseau ~310k €/an. Modélisation selon trois constellations réglementaires sur la base de données de charge réelles par demi-heure.
Statut quo (StromNEV 2026)
97.200 €
Flux de trésorerie annuel total
Szenario AgNes alimenté par le réseau
226.500 €
Flux de trésorerie annuel total
Le scénario AgNes est mis en vente
320.100 €
Flux de trésorerie annuel total
La configuration réglementaire détermine le levier ; Multi-Use le rend utilisable. Facteur 3,3 entre la limite inférieure et la limite supérieure – avec la même configuration matérielle, la même commande, le même emplacement.
Que signifient les trois constellations ? Statut quo (StromNEV 2026)La réglementation actuelle, avec l’article 19, est atypique et est valable jusqu’au 31 décembre 2028. Les deux scénarios AgNes constituent les modèles B (gestion par le réseau : le stockage suit les signaux d’utilisation du réseau) et A (gestion par prix : le stockage suit les prix du marché spot) issus du document de discussion du BNetzA du 24 septembre 2025. Le projet de réglementation du 6 août 2026 prévoit en revanche un prix de capacité sur la capacité commandée, pas de poursuite de l’utilisation atypique du réseau et des rabais uniquement contre une flexibilité systémique. Les scénarios montrent donc une gamme de possibilités ; CUBE CONCEPTS les réévalue avec la mise en place définitive (planifiée fin 2026).
Source : Modélisation de la charge de CUBE-CONCEPTS : Avril 2026 ; document de discussion du BNetzA du 24 septembre 2025 (modèle A/B ); points de référence du BNetzA : tarifs de stockage du réseau 16 janvier 2026 et tarifs d’injection du réseau 17 février 2026 (AgNes, GBK-25-01-1#3 ); BNetzA, projet de réglementation AgNes du 06.08.2026 · KPMG AG, Étude de cas : Réseau de stockage de batteries, février 2026 (hypothèses)
02 – Ce que vous trouverez sur cette page
Quatre niveaux d’approfondissement sur le multi-usage
La question de l’utilisation multiforme présente quatre points de départ utiles – selon que vous comprenez la mécanique de contrôle, que vous comprenez l’économie d’échelle, que vous connaissez les leviers réglementaires ou que vous souhaitez comparer les modèles commerciaux.
Comment la gestion EMS résout automatiquement trois conflits quotidiens – FCR vs. peak shaving, arbitrage vs. §19, seuil cyclique.
Barrage de la cascade : 200–300 k€ TTC – OPEX = 145–245 k€ Netto/MW. Étude de comparution KPMG pour 10 MW : LFP 10,5 % IRR / 2.802 kEUR NPV, ZnBr 9,5 % IRR / 5.076 kEUR NPV. Programme d’investissement immédiat : 30 AAD % dégressifs pour tous, plus 40 AAD % spéciaux pour un bénéfice jusqu’à 200.000 €.
§118, al. 6 de l’EnWG, §19 StromNEV/AgNes, MiSpeL, Loi de 2027 modifiant l’EEG, loi sur les points solaires, §11c de l’EnWG (stockage = intérêt public suprême), privilège extérieur §35 du BauGB.
0 € en CapEx pour Contracting 25 % de % profit partagé aux clients – ou investissement intégral avec 100 % de % bénéfices lors de l’achat.
03 – Logique de contrôle
Comment le contrôleur résout-il automatiquement trois conflits quotidiens ?
Multi-Use semble simple. Dans la pratique, trois conflits surgissent quotidiennement et doivent être résolus sans intervention de la production et de manière entièrement automatique.
Capacité de stabilisation de la centrale électrique raccordée au réseau vs. capacité de lissage de la demande
Le FCR nécessite une capacité % SoC constante de ~50 – ce qui limite la capacité disponible pour le shaving à des moments de pointe. La CUBE EfficiencyUnit priorise chaque heure en fonction des fenêtres HLZ, de la prévision de la charge et du prix du marché. Le FCR entraîne seulement ~0,3 cycles complets par jour – une faible dégradation avec un important apport en revenus.
Fenêtre d'arbitrage vs. § 19 al. 2 phrase 1 de la conformité HLZ
Les périodes de charge à faible intensité coïncident avec les périodes de charge à forte intensité (HLZF) du fournisseur d’électricité. L’article §19-Atypik prévoit que la charge maximale dans les HLZF soit nettement inférieure à la charge annuelle maximale ; charger à partir du réseau pendant les HLZF met en danger cette condition. CUBE EfficiencyUnit connaît toutes les périodes de charge et bloque automatiquement les chargements. La preuve est directement exportable. Date limite : 30 juin de l’année suivante.
Seuil de cycle : Quand un cycle ne vaut-il pas la peine ?
Si la fourchette de prix est inférieure aux coûts proportionnels du cycle (dégradation + OPEX), le cycle réduit la marge globale. Le CUBE EfficiencyUnit calcule le seuil de manière dynamique et n'exécute que les cycles rentables. C'est là toute la différence entre une solution « multi-usage » et une solution « optimisée pour le multi-usage ».
Polyvalent vs. Optimisé pour un usage multiple
Revendication matérielle
Le système permet techniquement plusieurs modes de fonctionnement. Commutation manuelle. Pas de résolution automatique des conflits. Mise à jour de la HLZ manuelle. FCR et écrêtage des pointes (peak shaving) non coordonnés simultanément. La conformité au §19 dépend des décisions de l'exploitant.
CUBE EfficiencyUnit
Priorisation automatique en temps réel de tous les canaux de revenus. Fenêtres HLZ mises à jour quotidiennement. Valeur de seuil cyclique calculée dynamiquement. Puncte de support FCR SoC + capacité de peak-shaving simultanée. Conformité §19 automatiquement documentée. À partir de 2029 : contrôle de la capacité commandée selon AgNes sur la même plateforme.
Exemple d'une journée type pour une batterie multi-usage
Prix boursiers bas. Magasin d'arbitrage. Disponibilité FCR sur 50 SoC % en parallèle.
Charge de réseau croissante. Vérifier §19-HLZ. Décharge partielle pour la préparation à l'écrêtage des pointes.
Fenêtre HLZ active. Décharge lors des pics de charge. Conformité §19 assurée automatiquement.
Avec PV : optimisation de l'autoconsommation. Sans PV : fenêtres de prix avantageuses pour la recharge.
Peak Shaving + Arbitrage décharge – HLZ fermé – Conformité §19 active.
Disponibilité de l'énergie de réglage. 50 % SoC. Documentation annuelle au titre de l'article 19 en cours.
Flux de travail plus dynamique – la gestion réelle est spécifique au lieu et réagit en temps réel aux signaux du marché et du réseau. CUBE EfficiencyUnit prend toutes les décisions de priorisation automatiquement.
Contrôle de la logique de commande : Quelle est la valeur de ce que votre installation laisse en suspens aujourd'hui ?
04 – Trois phases & trajectoire
Du fonctionnement FTM dès le premier jour à une utilisation multiple complète
Le Multi-Use n’est pas un Big Bang, mais une escalade réglementée de la monétisation. Trois phases sur le même actif – sans changement de matériel.
FTM & BTM combinés
FtM : FCR + aFRR + mFRR comme canal complémentaire + arbitrage sur le marché au comptant via un agrégateur de premier plan. BtM : Écrêtement des pointes (Peak Shaving) contre la tarification de la puissance et §19 al. 2 phrase 1 StromNEV (jusqu'au 31/12/2028). Entièrement automatique, sans intervention opérationnelle.
→ Revenus FTM 200–300 k€/MW/an + effet de levier BTM
PV-Co-Location ajouté
Avec MiSpeL : stockage hybride (PV + réseau) sans perte de subventions EEG selon l’article 19, paragraphe 3b de l’EEG. Les sites photovoltaïques peuvent désormais combiner arbitrage et injection d’électricité dans le réseau, sans le compromis actuel entre l’un et l’autre.
→ Autoconsommation + FTM sans perte
Nouvelle structure des frais de réseau
La StromNEV expire le 31 décembre 2028 ; AgNes la remplace. Selon un projet du 6 août 2026, les clients industriels paient un prix de capacité sur la capacité commandée ; pour obtenir cette information, le coût est de 2 à 3,5 fois le prix de travail. Les batteries de co-location paient un prix commun avec l’installation ; les quantités consommées et restituées au réseau sont exemptées du prix de travail lors de la délimitation technique.
→ Le stockage maintient le niveau de stockage sous la capacité commandée
Trajectoire réglementaire 2025–2029
Les changements réglementaires de 2025 à 2029 ne se manifestent pas isolément, mais comme un déplacement de l’alimentation vers l’autoconsommation. La plupart des leviers renforcent l’utilisation multi-usages ; la fin de l’utilisation atypique du réseau en 2028 déplace le levier BTM de la période de pointe vers la capacité commandée.
| moment | Hebel | Impact sur le multi-usage |
|---|---|---|
| depuis le 25.02.2025 | Loi sur les crêtes solaires | Les nouvelles installations photovoltaïques ne bénéficient pas d’une subvention EEG lorsque les prix sont négatifs ; en 2025, il y a eu 573 heures de prix de gros négatifs. Les installations photovoltaïques assurent leur rentabilité grâce aux batteries. |
| 18.07.2025 | Programme d'investissement immédiat | BGBl. 2025 I n° 161 : réduction dégressive de l’AF aux fins de l’impôt sur le revenu jusqu’au 30 % (§7, al. 2 EStG) pour toutes les entreprises, pour les acquisitions effectuées du 1er juillet 2025 au 31 décembre 2027 ; compatible avec l’AF spéciale existante prévue à l’article 7g, al. 5 EStG (jusqu’à 40 %%) dans le cas d’un bénéfice d’année précédente inférieur à 200 000 €. |
| 23.12.2025 | EnWG et BauGB révisés | §11c EnWG : Les installations de stockage d’énergie relèvent d’un intérêt public suprême. §35, al. 1, points 11 et 12, du BauGB privilégie les batteries de stockage en extérieur : dans le contexte spatial et fonctionnel avec une installation EE existante ou à une distance maximale de 4 MW, soit 200 m d’une installation de recharge ou d’un éolien de 50 MW. Depuis décembre 2025, l’exonération prévue par §118 s’applique également aux recharges partielles. |
| T1 2026 | Points d'orientation AgNes | BNetzA (GBK-25-01-1#3) publie des orientations concernant les tarifs de stockage (16.01.2026) et les tarifs d’injection (17.02.2026). |
| 16.04.2026 | Prix de l'électricité industrielle | Autorisation de l’UE (SA.120495). Conduite par les secteurs de la liste partielle de KUEBLL 1, selon le BMWE 91, sous forme de secteurs et sous-secteurs. Investir au moins 50 % % du montant accordé dans un délai de 48 mois, mentionner expressément les batteries énergétiques. 10 % bonus si 80 % % de l’engagement est consacré à la flexibilité de la demande. |
| 29.07.2026 | Loi EEG 2027 | Arrêté du gouvernement, BT-Drs. 21/7867 : Obligation de commercialisation directe pour les nouvelles installations (progressive), limitation permanente de l’alimentation en électricité à 50 % pour les installations photovoltaïques inférieures à 100 kW, contrats de différence bilatéraux à partir de 100 kW. Pas encore arrêté, prévu à partir du 1er janvier 2027. L’autoconsommation avec stockage prend de l’importance. |
| 06.08.2026 | Projet de réglementation AgNes | Prix de la capacité calculée sur la capacité commandée ; aucune compensation pour les capacités atypiques. Les nouvelles installations de stockage connectées au réseau paieront un droit de capacité à partir de 2029 (estimation BNetzA : 4–7 €/kW et par an), sans rémunération par travail accompli. Exemption prévue par l’article 118-B pour les nouveaux projets uniquement lors de la décision d’investissement avant la publication de la décision définitive. |
| 01.10.2026 | Spécification MiSpeL | Stockage hybride (électricité produite par l’énergie éolienne et électricité produite par le réseau) sans perte de la subvention EEG conformément à l’article 19, paragraphe 3b, de l’EEG ; jusqu’au 30 septembre 2027, avec l’accord des exploitants des réseaux et des stations de mesure. |
| 31.12.2026 | Article 118-Date d'entrée en vigueur (projet) | Dernier jour pour prendre une décision définitive concernant l’investissement afin de garantir la libération de 20 ans prévue par l’article 118, paragraphe 6, de l’EnWG ; la publication de la décision AgNes est prévue pour le 1er janvier 2027. |
| 01.01.2029 | Début de l'AgNes | StromNEV est caduc ; la nouvelle réglementation des tarifs d’électricité s’applique. Frais transitoires pour les clients existants jusqu’à fin 2031 (projet). |
| 04.08.2029 | §118-Délai-IBN | Date limite pour la mise en service finale de la libération de 20 ans des redevances de réseau sur la consommation d’électricité, dans la mesure où cette consommation est compensée (§118, alinéa 6, EnWG). |
Source : BNetzA, projet de réglementation AgNes du 06.08.2026 · Points d'orientation BNetzA 16.01.2026 et 17.02.2026 · BNetzA/SMARD, 20.08.2026 · BGBl. 2025 I n° 161 · §11c EnWG · §35 du Code de la construction · BT-Drs. 21/7867 · BMWE, communiqué de presse du 16 avril 2026 · BNetzA, décision MiSpeL
05 – Cas d’investissement
Comment 200–300 k€ de revenus bruts deviennent-ils 145–245 k€ nets en FTM ?
Les revenus multi-usages ne sont pas les revenus bruts. Les coûts de commercialisation et les dépenses d'exploitation fixes doivent être déduits avant que le résultat net n'apparaisse dans le cas d'investissement.
Produit brut de FTM de 200 à 300 k€/MW/an et OPEX d’environ 55 k€/MW/an, incluant la commercialisation : CUBE CONCEPTS prévisions pour le FTM multi-usages (FCR, aFRR, mFRR, arbitrage). Pour comparaison : selon l’ISEA Battery Revenue Index, le potentiel de revenus transfrontalier d’un stockage de 2 heures en 2025 s’élevait à environ 259 000 €/MW (2024 : environ 309 000 €/MW). Les revenus réels dépendent fortement du site, du commercialisateur et de la phase du marché ; une modélisation spécifique au site est nécessaire. Source : Indice de revenus des batteries ISEA, via pv magazine 23.01.2026.
Calcul comparatif KPMG – stockage stationnaire par batterie
Hypothèses de la simulation simplifiée : 10 MW de BESS, profil de 4 heures (40 MWh), 2 cycles complets par jour, prix de vente de 140 €/MWh, prix d’achat de 30 €/MWh, frais de % commercialisation de 10 €, WACC 6 % (réel), investissement de 250 €/kWh (LFP), 360 €/kWh (ZnBr), 275 €/kWh (NIB), durée de vie de 14, 25 et 10 ans respectivement. Comparaison des trois technologies de stockage.
10,5 %
BPL LFP
VAN 2 802 k€ · TRI la plus élevée
9,5 %
IRR ZnBr
NPV 5,076 kEUR · plus élevé
110
LCOS LFP €/MWh
Étalon minimal par cycle
104
LCOS ZnBr €/MWh
Le plus bas LCOS
Source : KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, „ Investissement : le stockage de batteries stationnaire “, février 2026 (Figure 5, 7, 9 et 10, p. 18–21). LFP : NPV 2 802 kEUR, IRR 10,5 %. ZnBr : NPV 5 076 kEUR, IRR 9,5 %. NIB (batterie à ions de sodium) : NPV 601 kEUR, IRR 7,2 %. Valeurs liées au projet (non déboursées) d’une comparaison simplifiée ; les projets réels peuvent différer considérablement.
Fourchettes de CAPEX 2026
| Taille de l'installation | Configuration | Étendue des dépenses d'investissement | €/kWh |
|---|---|---|---|
| 1 MW | 2 MWh, profil sur 2 h | ~500.000 € | ~250 €/kWh |
| 5 MW | 10 MWh, profil 2h | 1,75 à 2,0 Mio € | 175–200 €/kWh |
| 10 MW | 20 MWh, profil 2h | 3,5–4,0 millions d'€ | 175–200 €/kWh |
Normes CUBE CONCEPTS (expérience de projet 2025/2026), prêt à l’emploi, indicative. Pour comparaison : le calcul comparatif de KPMG prévoit 250 €/kWh pour LFP (10 MW / 40 MWh).
Programme d’investissement immédiat – leviers fiscaux 2025–2027
Pour les acquisitions de BESS entre le 1er juillet 2025 et le 31 décembre 2027, l’AFA dégressive prévue dans le programme d’investissement immédiat est applicable. Elle est compatible avec l’AFA spéciale existante prévue à l’article 7g du Code des impôts sur le revenu, dont le champ d’application est plus restreint :
- 1. Amortissement dégressif jusqu'à 30 % dans la première année (§7, al. 2, EStG) – pour toutes les entreprises quelle que soit leur taille. Concrètement : jusqu'à trois fois l'amortissement linéaire, avec un plafond de 30 % du coût d'acquisition par an ; les années suivantes, sur la valeur comptable résiduelle.
- 2. Sonder-AfA §7g Abs. 5 EStG jusqu'à 40 % distribué sur une période allant jusqu'à 5 ans – Seuls pour les entreprises ayant réalisé un bénéfice d'année précédente inférieur à 200 000 € (limite d’impôts uniforme depuis le JStG 2020, §7g, alinéa 6, point 1 de l’EStG).
Qu'est-ce que cela signifie pour les entreprises industrielles ? Les entreprises de taille moyenne et la grande industrie, généralement au-delà du seuil de bénéfice de 200 000 €, utilisent uniquement l'amortissement dégressif (30 % la première année). La combinaison avec un abattement % initial de 70 % ne s’applique que si l’entreprise respecte la limite de bénéfices. Une évaluation individuelle des cas est recommandée.
BESS est qualifié comme un bien économique mobile dans le patrimoine immobilier. Source : Journal officiel fédéral (BGBl.) 2025 I, n° 161 du 18.07.2025; §7, al. 2 EStG; §7g, al. 5, en complément des al. 6 et 7 EStG. Les informations sont fournies à titre informatif ; aucune assistance fiscale n’est fournie. Plus d'informations sur le programme d'investissement immédiat (contribution pour les installations photovoltaïques) →
06 – Profils de site
Quel mix de revenus correspond à quel profil de site ?
Le Multi-Use n'est pas une stratégie uniforme. Ce qui est économiquement judicieux dépend de la connexion au réseau, du profil de charge, de l'installation PV et de l'horizon de planification.
Le salaire de performance dépend de la plus haute fraction de minute de l’année de facturation : une seule pointe détermine les coûts de performance de l’année entière. Chaque kilowatt économisé à la pointe de la charge a une valeur immédiate et mesurable. BTM passe d'abord – ajoute FTM.
La capacité de connexion réseau libre est la clé d'entrée sur les marchés de la réserve. Sans pression de pointe de charge, le FTM est immédiatement le levier le plus puissant. FTM d'abord – BTM suit dans la phase III.
Primaire : écrêtage de pointe (BTM)
§ 19 al. 2 phrase 1 de l'ordonnance allemande sur les tarifs d'utilisation des réseaux électriques (StromNEV) (jusqu'en 2028) comme levier · FCR (réserve de fréquence) en complément à partir d'une taille de système de 1 MW · Raccordement principalement en moyenne tension
Primaires : aFRR + mFRR + Arbitrage (FTM)
200 000 à 300 000 €/MW/an Potentiel d’exploitation de la FTM · Consommation propre de la BTM dans la phase III – la capacité d’alimentation en électricité est la clé d’entrée
Principal : Autoconsommation + écrêtage de pointe (BTM)
Depuis MiSpeL (octobre 2026) : BTM + FTM combinés, mode hybride sans perte d’EEG selon l’article 19, paragraphe 3b de l’EEG
BESS en réinvestissement FIP
Obligation de réinvestissement dans le prix de l’électricité industrielle : les batteries énergétiques sont admissibles, leur mise en œuvre et leur financement par des tiers sont acceptables, donc également dans le cas d’un projet de production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables. Contracting
07 – Modèles d’affaires
Acquisition vs. Contracting – une décision concernant le style d’investissement et la répartition des bénéfices
Les deux modèles sont admissibles au titre de l’investissement dans les batteries de stockage d’énergie au prix du marché de l’électricité ; selon le BAFA, un tiers peut également financer cette initiative. Ce qui diffère, c’est la structure contractuelle – pas la technologie.
| Aspect | BESS Contracting (CPFS) | Achat de BESS |
|---|---|---|
| Dépenses d'investissement client | 0 € | Investissement en capital (CAPEX-Backbone) |
| Libérer le client | 25 % des recettes nettes du marché à compter du premier jour | 100 % de l'ensemble des recettes et des économies |
| Délirez CUBE | 75 % des produits nets de la vente | 0 % |
| Bilan | Possibilité de déduction hors bilan (conformité avec IFRS 16) | Bilan |
| Structure contractuelle | Contrat de prestation de services et de partage des bénéfices | Contrat d'achat + contrat de maintenance |
| Réinvestissement du prix de l'électricité industrielle | ✓ Réciprable : mise en œuvre par des tiers (document d'orientation de la BAFA, chapitre 3.5) | ✓ remboursable : achat personnel |
| Propriété du matériel | CUBE | Client |
Les deux modèles reposent sur le même fondement : Une sélection matérielle indépendante du fabricant, une calculatrice ouverte CUBE identique, une logique de phase de contrôle identique. Ce qui diffère, c’est la structure contractuelle – pas la technologie. Les deux modèles sont admissibles au prix de l’énergie industrielle en tant que réinvestissement dans les batteries de stockage d’énergie.
08 – Comment le concept de « multi-usage » s’est imposé dans le modèle d’affaires
Le Multi-Use ne commence pas par le stockage – mais par la réserve inutilisée du raccordement au réseau.
Chaque site industriel paie pour la capacité d’alimentation réservée – prix de la capacité, frais de base, frais de réseau. Selon l’expérience de CUBE CONCEPTS, la plupart des sites utilisent seulement 30–50 % de % cette capacité. CPFS transforme cette réserve silencieuse en canal de revenus – sans investissement personnel, sans risque matériel, avec un partage des % bénéfices de 25 % pour le client dès le premier jour.
Connexion réservée
capacité
aujourd'hui, 30 à 50 % inutilisés
Système de stockage d'énergie polyvalent
FTM + BTM sur un actif
Pile de trésorerie
200 à 300 k€/MW/an brut
La plupart des fournisseurs demandent „ Combien pouvez-vous investir ? “ ou „ Quelle est la surface de votre toiture ? “. Nous demandons : Quelle part de votre capacité de réseau réservée et déjà payée est inutilisée aujourd'hui ? Les batteries multifonctionnelles exploitent précisément cette réserve silencieuse, sans avoir besoin de demander de nouvelles capacités d’alimentation. C’est un véritable avantage : en 2025, seulement 8 % demandes d’alimentation pour des batteries ont été acceptées dans le réseau de distribution (BNetzA/SMARD).
09 – Ce qui nous distingue
Trois points qui différencient CUBE CONCEPTS des fabricants de matériel et des fournisseurs à grande échelle (utility-scale)
Le marché allemand des BESS se divise grossièrement en deux camps : les fabricants de matériel qui vendent leur propre technologie et les fournisseurs à l'échelle des services publics qui livrent à des fonds d'investissement. CUBE CONCEPTS ne fait partie d'aucun des deux.
Nous rédigeons des propositions pour chaque projet – au moins 3 devis comparatifs. Aucun système propriétaire, aucun lock-in à l’égard des fabricants. La sélection de matériel s’effectue en fonction de la demande, et non pas en fonction du stock catalogue.
Les fabricants d'équipements vendent leur propre technologie – c'est leur modèle d'affaires.
Transparence totale des coûts avant la signature : CAPEX, OPEX, logique de partage des bénéfices, coûts de marketing. Pas de prix fixe sans ventilation. Vous voyez ce que vous achetez.
Les offres à prix fixe sans ventilation des coûts sont courantes sur le marché.
CPFS Contracting pour les clients C&I : pas d’investissement personnel, pas de risque matériel, 25 % % des revenus nets du marché versés aux clients dès le premier jour – CUBE 75 %. Pour le prix de l’électricité industrielle, le stockage est réputé comme une réinvestissement, même si CUBE le finance.
Les fournisseurs à grande échelle vendent généralement à des fonds d'investissement – pas à des entreprises industrielles.
Basé sur 150+ projets d’énergie réalisés à l’échelle européenne (PV jusqu’à présent). Prix de l’électricité industrielle : Directive du 27.04.2026 · Fiche de sensibilisation de la BAFA sur les mesures de décarbonisation, chapitre 3.5 · CISAF n° 121–122.
10 – Les leviers réglementaires 2026/2027
Six leviers qui transforment la rentabilité multi-usage en 2026/2027
Le principe de multi-usages n’est pas une loi naturelle, mais le résultat d’une réglementation actuelle. Ces six leviers sont les plus importants – et ils agissent non pas isolément, mais comme une évolution coordonnée.
Article 118, paragraphe 6, de la loi sur le réseau énergétique (EnWG)
Libération du courant réinjecté
20 ans de déconnexion des tarifs d’électricité, dans la mesure où l’électricité est récupérée ; depuis décembre 2025 également en cas de récupération partielle ; mise en service d’ici le 4 août 2029, selon le projet AgNes, décision d’investissement avant le 1er janvier 2027.
§ 19 al. 2 phr. 1 StromNEV / AgNes
Atypik-Privileg → AgNes 2029
Jusqu’au 31.12.2028 : réduction de 80 %% si la charge maximale dans les périodes de charge maximale est nettement inférieure à la charge maximale annuelle. À partir du 01.01.2029, selon le projet AgNes : aucune continuation de l’atipique, prix de capacité sur la capacité commandée, indication du prix de référence à deux à trois fois le prix d’exploitation. Les réductions ne seront plus possibles que grâce à une flexibilité systémique, par exemple avec le stockage.
MiSpeL depuis octobre 2026
Stockage hybride sans perte EEG
Intégration du marché des batteries et des points de recharge : exploitation simultanée du EEG et commercialisation de FTM sans perte de subventions EEG conformément à l’article 19, paragraphe 3b du EEG. Les installations photovoltaïques peuvent désormais combiner l’arbitrage et l’alimentation en EEG pour la première fois.
Nouveau de l'EEG 2027 (projet de loi du gouvernement)
Marketing direct pour les nouvelles installations
Selon le BT-Drs. 21/7867 : Obligation de commercialisation directe pour les nouvelles installations (progressive), limitation permanente de l’alimentation à 50 % pour les installations photovoltaïques inférieures à 100 kW, contrats de différence bidirectionnels à partir de 100 kW. Pas encore décidé, prévu à partir du 1er janvier 2027. Avec le stockage, on peut utiliser lui-même davantage d’électricité photovoltaïque plutôt que de l’alimenter de manière limitée.
Prix de l’électricité industrielle (validé le 16.04.2026)
Obligation de réinvestissement
Au moins 50 % % du montant accordé au cours des 48 mois dans des mesures visant à réduire les coûts du système électrique ; les batteries énergétiques sont expressément mentionnées. Éligibles : Liste complémentaire KUEBLL 1, selon le BMWE, secteurs et sous-secteurs. Un tiers peut mettre en œuvre et financer la mesure ; BESS Contracting est donc possible sans cap ex de la part des clients.
EnWG et BauGB révisés en décembre 2025
§ 11c EnWG + § 35 BauGB
§11c EnWG depuis le 23.12.2025 : Les installations de stockage d’énergie relèvent d’un intérêt public suprême et ont priorité dans l’évaluation des biens protégés. §35, al. 1, no 11, BauGB : Les batteries de stockage sont privilégiées dans leur contexte spatial et fonctionnel avec une installation existante de stockage d’énergie ; le no 12 réglemente les batteries plus importantes situées à proximité d’installations de recharge.
Source : Article 118, paragraphe 6, de la loi sur le réseau énergétique (EnWG) · §19, alinéa 2 de StromNEV · BNetzA, projet de réglementation AgNes du 06.08.2026 · BNetzA, décision MiSpeL · BT-Drs. 21/7867 · Directive sur les prix de l’électricité industrielle du 27 avril 2026 · §11c EnWG · §35 du BauGB
11 – Qui commercialise sur le marché
La commercialisation FTM multi-usage passe par des fournisseurs de réserve de réglage préqualifiés
Les fournisseurs de régulation électrique ne peuvent fournir de l’énergie que si ils sont préalablement qualifiés auprès des gestionnaires de réseau de transport (Balance Service Provider, BSP). Les batteries industrielles sont donc généralement commercialisées par un tel fournisseur qui agit également sur le marché spot.
Industrie-BESS
Commande CUBE-EfficiencyUnit
Agrégateur à intégration verticale
Préqualification BSP + algorithmes de trading
Multi-Marque en parallèle
Régulation + EPEX-Spot
Selon la liste des fournisseurs des gestionnaires de réseau de transport (état au 08.07.2026), 44 entreprises sont préqualifiées pour le rôle de réserve de régulation en Allemagne. Les principaux producteurs d’énergie exploitent leurs propres algorithmes de trading, sont eux-mêmes préqualifiés (au lieu de passer par un intermédiaire) et commercialisent simultanément sur les marchés de day-ahead, intraday continuous et régulation. Cette intégration verticale détermine la différence de revenus : ceux qui disposent de leur propre logiciel, possèdent leur propre stack de données et sont directement connectés aux gestionnaires de réseau de transport, réalisent une performance supérieure à celle des participants moyens du marché.
Le standard CUBE-CONCEPTS exige un agrégateur verticalement intégré avec une préqualification BSP, des algorithmes de trading propres et une optimisation multi-marché démontrable. Une structure de distribution purement matérielle sans préqualification ou sans logiciel de trading propre ne peut atteindre cette profondeur.
Source : Opérateur de réseau de transport, regelleistung.netListe des fournisseurs (état au 08.07.2026) et conditions PQ selon la directive européenne SO GL
12 – Sécurité et protection contre les incendies
Ce que signifie "Multi-Usage" en matière de sécurité
Multi-use augmente la fréquence des cycles, mais ne modifie pas les exigences de sécurité – ces dernières sont techniquement indépendantes du mode de fonctionnement des batteries LFP stationnaires.
Stabilité thermique
Les cellules LFP (lithium-fer-phosphate) sont sans cobalt et plus stables thermiquement que d'autres chimies lithium-ion. Standard pour le stockage industriel stationnaire.
Concepts de protection incendie certifiés VdS
Systèmes de lutte contre l'incendie standardisés, protection contre les surtensions et contrôle de la température dans des solutions de conteneurs fermés avec classe de protection IP définie.
Intégration au réseau conforme aux normes
VDE-AR-N 4110/4120 (tension moyenne/élevée), IEC 62933-5-2 (sécurité des systèmes de stockage de batteries), architecture BMS redondante, protection contre les foudre IEC 62305.
La commande multi-usages n’affecte pas le matériel de sécurité – le BMS, les systèmes d’alarme incendie et de lutte contre l’incendie sont indépendants du mode de fonctionnement. Une installation FCR et une installation multi-usages ont les mêmes exigences de sécurité.
13 – Définition de la notion
Le Multi-Use n’est pas du Multi-Market – pourquoi la distinction est économiquement décisive
Sur le marché allemand des BESS (systèmes de stockage d'énergie par batterie), les termes sont souvent utilisés de manière interchangeable. En réalité, ils décrivent des architectures de revenus différentes avec des conséquences économiques distinctes.
Multi-marché
Pile de commercialisation FTM (Front-of-the-Meter)
- Négociation du jour au lendemain – Offres pour le jour suivant
- Intraday continu – fluctuations de prix à court terme, délai de précommande de 5 minutes
- PFR (Puissance de fréquenceregler) – ~0,3 cycles complets par jour
- aFRR + mFRR – Réserve de seconde/minute
- Prix spot négatifs – Arbitrage de charge dans les heures supplémentaires
Pure optimisation FTM – le stockage se trouve sur le réseau public, devant le compteur d'affichage.
Multi-usage
FTM + BTM sur le même actif
- Tous les canaux de revenus multi-marchés – FCR, aFRR, mFRR, Spot, Intraday
- Réduction de la demande de pointe (BTM) – contre le prix de la prestation
- §19 Atypik / AgNes-Optimierung – Réduction des frais d’accès à la ligne téléphonique
- Optimisation de la consommation propre – avec ou sans installation photovoltaïque
- Capacité de fonctionnement autonome / hors réseau – Sécurité d’approvisionnement
- Colocation ab MiSpeL – PV + BESS sans perte d’EEG
Les applications Multi-Market PLUS BTM sur une même installation – c’est le cœur économique de Multi-Use.
Multi-Market est donc une sous-entité de Multi-Use. Celui qui exploite un stockage Multi-Market pur laisse le levier BTM inactif – Peak Shaving, §19/AgNes Optimization et Autoconsommation ne sont pas pris en compte là-dedans. La différence entre Multi-Market et Multi-Use est précisément le BTM Stack : significatif pour les sites industriels avec des pics de charge, un levier réglementaire du tarif de réseau ou une part de production photovoltaïque.
14 – Prix de l’électricité pour l’industrie en 2026
Prix de l’électricité industrielle : comment les entreprises remplissent leur obligation de réinvestissement grâce à un système de stockage énergétique
La Commission européenne a approuvé le prix du courant électrique le 16 avril 2026 (SA.120495). Le dédommagement est lié à une obligation de réinvestissement conformément au cadre d’aide de l’UE CISAF : au moins 50 % % du montant accordé doit être consacré à des mesures visant à réduire les coûts du système électrique, les batteries énergétiques étant expressément incluses.
Éligibilité – sous-liste KUEBLL 1
Les points de réception en Allemagne sont compétents dans les secteurs économiques présentant un risque de délocalisation important (liste 1 de l’annexe I de la KUEBLL), selon le BMWE, dans 91 secteurs et sous-secteurs potentiellement concernés par environ 9 500 entreprises, notamment dans les secteurs de l’acier, de la chimie, de l’aluminium, de la papeterie et du verre. D’autres secteurs peuvent être ajoutés à la suite d’une décision de la Commission européenne.
Calcul – 50 % sur 50 %
La moitié de la consommation admissible d’un point de vente est subventionnée. Le prix différentiel est en principe égal à 50 % du prix de référence (moyenne du prix de base du future EEX de l’année précédente) ; le prix restant ne doit pas être inférieur au prix cible de 5 ct/kWh. Pour 2026 : prix de référence 8,744 ct/kWh, prix différentiel 3,744 ct/kWh, avec un bonus d’environ 4,1 ct/kWh. Années d’imposition 2026 à 2028 ; demande pour 2026 avec effet rétroactif en 2027 auprès du BAFA (délai 31 mars 2027), paiement dans l’année suivante.
Obligation de réinvestissement – au moins 50 %
Au moins 50 % % du montant accordé doivent être dans les 48 mois (justifiées techniquement jusqu’à 72) à investir dans la production d’énergie renouvelable (y compris de nouvelles PPAs), l’efficacité énergétique, la flexibilité de la demande (par exemple, les batteries, l’électrification, les électrolyseurs, la gestion des charges) ou l’infrastructure réseau. Les mesures doivent se situer en Allemagne et ne peuvent bénéficier d’aucune autre aide. „La directive désigne expressément “ les investissements dans les batteries de stockage d’énergie ».
Bonus de flexibilité – +10 %
Tout candidat qui s’engage à investir au moins 80 % de % sa contribution à l’investissement dans une flexibilité demandée recevra un Bonus de 10 % du montant de base des prestations. En outre, 75 % de % ce montant doivent être investis dans des mesures de décarbonation. Un système de stockage d'énergie électrique est une composante de la flexibilité : BAFA cite comme exemple un système de stockage d’énergie qui réduit les pics de charge, optimise la consommation propre des installations photovoltaïques ou exploite les écarts de prix sur le marché du spot.
Comment le Contracting remplit l’obligation
Dans le BESS, CUBE CONCEPTS Contracting assume l’intégralité de l’investissement. C’est légal : selon la directive et le document d’information du BAFA, un tiers peut mettre en œuvre la mesure, „ non seulement en termes matériels, mais aussi financiers “. La mesure ne doit pas se situer à la même adresse que celle demandée pour la réception, mais bien en Allemagne. Le demandeur reste responsable de la mise en œuvre et présente les preuves et les consentements du tiers. À la demande du BAFA, celui-ci confirme préalablement que la mesure est réputée acquittable.
Source : Directive sur les prix de l’électricité industrielle du 27 avril 2026, BAnz AT du 6 mai 2026, n° 3.1, 4.1, 4.4, 5.1, 5.3 · Fiche de renseignements de BAFA relative aux mesures de décarbonisation, état au 04.08.2026, chapitre 3.4–3.5 · BAFA, prix de l'électricité industrielle · BMWE, communiqué de presse du 16 avril 2026 · Commission européenne, CISAF, par. 121–123 · KUEBLL Annexe I, Liste partielle 1
15 – Références
Plus de 150 projets énergétiques réalisés en Europe. ~100 MW de capacité BESS actuellement en construction.
Des entreprises industrielles sélectionnées, pour lesquelles CUBE CONCEPTS a réalisé des projets énergétiques jusqu’à présent dans le secteur du photovoltaïque. Des batteries de stockage d’environ 100 MW sont actuellement en construction.
TI Automotive
Magna
Valeo
Voestalpine
Tenneco
Interview
En préparation 2026
Site industriel de Saxe – 1 MW / 2 MWh de batterie de stockage, parc photovoltaïque de 1 895 kWp, modélisation multi-usages dans trois configurations réglementaires
Projet de pipeline
Solutions de gestion thermique DE Oberboihingen GmbH (WAHLER) – BESS Contracting en préparation
Installation photovoltaïque opérationnelle depuis l’été 2025. Réserve énergétique industrielle dans le modèle Contracting- troisième étape de la stratégie de durabilité. Fabricant de technologie de thermostatage et de régulation de température de haute qualité. Directeur général Holger Kiebel : „ Les batteries sont la prochaine étape logique. “
16 – Foire aux questions
Multi-use BESS – réponses pour les décideurs
Les douze questions les plus fréquentes concernant le multi-usage, la logique de contrôle, la rentabilité et la réglementation.
Les coûts par cycle résultent de l’investissement, de la dégradation et de l’exploitation de chaque MWh stocké ; le LCOS sert de référence ; pour l’LFP, 110 €/MWh dans le calcul comparatif de KPMG (février 2026), avec une perte de % capacité de 2,1 par an. Un cycle d’arbitrage n’est rentable que si le spread dépasse ces coûts proportionnels ; CUBE ne le EfficiencyUnit réalise qu’avec une marge positive. Le FCR est principalement rémunéré pour la disponibilité et ne représente que 0,3 cycles par jour environ.
CUBE CONCEPTS prévoit un potentiel brut de revenus de 200 000 à 300 000 € par MW et par an grâce à FCR, aFRR, mFRR et arbitrage, avec environ 55 000 € en OPEX. Selon l’ISEA Battery Revenue Index, le potentiel global d’un stockage de 2 heures en 2025 s’élevait à environ 259 000 €/MW, soit 16 % de % moins qu’en 2024. Une installation photovoltaïque n’est pas nécessaire à cet effet.
L’article 118, paragraphe 6 de l’EnWG exonère les installations en service jusqu’au 4 août 2029 des redevances de réseau pour l’électricité, pour autant que l’électricité soit réinjectée dans le réseau. Selon le projet de réglementation AgNes de l’Agence nationale des réseaux d’électricité du 6 août 2026, cela 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 installations existantes, CUBE CONCEPTS prévoit une période allant de 6 à 12 mois avant la mise en service.
Oui – à condition que la gestion soit conforme à la norme §19. La CUBE EfficiencyUnit utilise le FCR SoC (~50 %) et bloque automatiquement les processus de recharge pendant les fenêtres HLZ. Les deux sources de revenus fonctionnent simultanément sans intervention manuelle.
Depuis la mise en place du MiSpeL le 1er octobre 2026, l’exploitation de l’EEG et la commercialisation de l’électricité renouvelable (FTM) peuvent être combinées via le même stockage, sans perte de financement par l’EEG. Les installations photovoltaïques peuvent désormais combiner arbitrage et injection d’électricité renouvelable (EEG) sans le précédent « ou bien-ou-rien ». Jusqu’au 30 septembre 2027, l’accord de l’opérateur du réseau et des stations de mesure est nécessaire.
CUBE EfficiencyUnit enregistre chaque phase de recharge et tout moment relevant de l’HLZ avec une date d’enregistrement. Le relevé annuel (date limite : 30 juin de l’année suivante) est directement exportable et archivé de manière sécurisée – aucun enregistrement manuel n’est nécessaire.
Multi-Use-fähig signifie : le matériel prend en charge plusieurs modes techniquement. Multi-Use-optimisé signifie : la commande priorise automatiquement les canaux de revenus, calcule dynamiquement les seuils de cycle et documente la conformité au §19 sans intervention manuelle. La logique de contrôle est déterminante, pas le matériel.
Oui. FTM-Multi-Use (FCR, aFRR, mFRR, Arbitrage) est entièrement indépendant de la PV. Le potentiel de revenus de FTM de 200 000 à 300 000 € par MW/an provient exclusivement de l’arbitrage du marché et de l’énergie réglementée – sans aucune production propre.
Selon le projet AgNes (BNetzA, GBK-25-01-1#3), les clients industriels paieront à partir de 2029 un prix de capacité sur une capacité commandée annuellement ; cela coûte de deux à trois fois le prix horaire de travail ; les périodes de pointe atypiques sont éliminées. CUBE EfficiencyUnit maintient le niveau de la capacité commandée sous la capacité réelle et peut offrir une flexibilité pour un éventuel nouveau contrat spécial, sans nouvelle infrastructure matérielle ni nouveau contrat.
Les LCOS (Cost total pondéré du stockage) sont les coûts totaux dégressifs par MWh de stockage sur toute la durée de vie : pour les LFP, 110 €/MWh ; pour les ZnBr, 104 €/MWh (KPMG AG, février 2026). Pour le multi-usages, le LCOS est le niveau minimal par cycle : un cycle d’arbitrage n’est rentable que si le spread est supérieur à ce niveau. En revanche, le FCR est principalement rémunéré pour la disponibilité.
Le programme d’investissement immédiat (BGBl. 2025 I n° 161 du 18.07.2025) permet une déduction pour les achats effectués du 1er juillet 2025 au 31 décembre 2027. AfA dégressif jusqu'à 30 % dans la première année (§7, al. 2, EStG) pour toutes les entreprises. La combinaison est possible avec l’appareil existant Allocation spéciale selon l’article 7g, paragraphe 5, du Code de l’impôt sur le revenu (jusqu’à 40 % répartis sur une période allant jusqu’à 5 ans), limité à Entreprises ayant réalisé un bénéfice d'année précédente jusqu'à 200 000 €. Ce sont les deux éléments combinés qui donnent souvent le chiffre cité de 70 %% de retrait à la première année – pour les entreprises industrielles moyennes et grandes, seules les 30 %% de retrait à la première année sont applicables. BESS est qualifié comme un actif financier mobile du patrimoine. Une évaluation individuelle des cas est recommandée. Pour plus d’informations : Programme d’investissement immédiat (contribution aux installations photovoltaïques) →
Deux leviers sont en vigueur depuis le 23.12.2025 : (1) Conformément à l’article 11c de la loi EnWG, la construction et l’exploitation des installations de stockage d’énergie sont d’un intérêt public suprême et ont priorité dans l’évaluation des biens protégés ; cela était déjà le cas pour les batteries électriques depuis 2023. (2) L’article 35, paragraphe 1, points 11 et 12 de la loi sur la construction privilégie les batteries électriques en extérieur : dans le contexte spatial et fonctionnel d’une installation existante de stockage d’énergie (point 11) ou à une distance maximale de 4 MW, de 200 m d’une installation de recharge ou d’un éolien de 50 MW (point 12). Note : L’article 42c de la loi EnWG (depuis le 01.06.2026) n’est ouvert qu’aux entreprises de taille moyenne (KMU), et non à l’industrie.
17 – Le prochain pas
Analyser le potentiel multi-usage – spécifique au site
Transmettez votre demande. CUBE CONCEPTS calcule les potentiels BTM et FTM séparément – sur la base des données actuelles du marché et du projet de réglementation AgNes du 06.08.2026. Modélisation ouverte sur trois constellations réglementaires, gratuite, sans engagement.
Envoyer votre demande – analyse gratuite du potentiel →Sans décision de investissement en temps opportun, le nouveau système d’honoraires s’appliquera aux nouveaux agrégats à partir de 2029 (AgNes-Draft). · Calculé, 17 000 à 25 000 € de revenus brut par mois et MW
Note sur le contenu et la localisation
État : 09.10.2026. Informations AgNes selon le projet de réglementation du 06.08.2026 ; la mise en œuvre finale est prévue fin 2026. Toutes les informations réglementaires (CISAF, KUEBLL, AgNes, MiSpeL, §118 EnWG, EEG-Novelle 2027, Investitionssofortprogramm) sont basées sur des sources publiées au moment de la rédaction ; les dispositions réglementaires, les réglementations juridiques et les notifications de l’UE peuvent évoluer. Les déclarations fiscales ne constituent pas de conseils fiscaux – une vérification individuelle par un conseiller fiscal est nécessaire. Les informations économiques (revenus FTM, IRR, NPV, Payback) sont des données de référence du marché ou des calculs comparatifs de KPMG et ne garantissent pas de rendements. Une modélisation spécifique au site est requise.