Revenus nets pour les batteries : exemption, réforme AgNes et coûts à partir de 2029

Aperçu rapide

• Aujourd'hui : Les nouveaux batteries de stockage qui entreront en service jusqu’au 4 août 2029 sont exemptés des redevances de réseau pour l’électricité pendant 20 ans à compter de leur mise en service, conformément à l’article 118, paragraphe 6 de l’EnWG.
• À partir de 2029 : L’Agence fédérale de réglementation des réseaux (BNetzA) prévoit, dans le cadre de la réforme des tarifs d’accès au réseau (Netzentgeltreform AgNes), un tarif d’accès au réseau basé uniquement sur la capacité de connexion au réseau (prix de capacité en €/kW). Les coûts de travail, comme dans le nouveau système de base des tarifs d’accès au réseau, ne sont pas prévus pour les batteries. Ainsi, il n’y aura pas de double charge lors de la charge et de la décharge.
• Protection des actifs : Selon le projet de réglementation du 6 août 2026, le bénéficiaire de l’exonération qui prendra la décision définitive d’investissement (FID) avant le 1er janvier 2027, devra la justifier jusqu’au 31 mars 2027 et mettre en service le stockage d’ici le 4 août 2029.
• Coût sans protection de la propriété intellectuelle : Selon la BNetzA, le prix de la capacité se situe entre 4 et 7 € par kW de capacité de réseau contractuelle annuelle. Pour 10 MW, cela représente environ 40 000 à 70 000 € par an.
• Important : Le projet de réglementation n'est pas encore finalisé. La BNetzA souhaite le promulguer en 2026.

Les frais d’interconnexion font partie des éléments déterminant la rentabilité d’un système de stockage d’énergie. Un système de stockage prend en charge de grandes quantités d’électricité provenant du réseau et la recharge ultérieure. Sans règle particulière, il serait alors taxé comme un consommateur final. C’est précisément ce qui est empêché par l’exonération prévue par l’article 118, paragraphe 6, de l’EnWG. La réforme de la réglementation des frais d’interconnexion (AgNes) remet cependant cette réglementation en perspective. Ce présent article explique ce qui est applicable aujourd’hui, ce que la BNetzA prévoit à partir de 2029, qui conserve la protection des actifs et quelles frais d’interconnexion peuvent être prélevés sur les nouveaux systèmes de stockage d’énergie.

La législation en vigueur : § 118, alinéa 6, EnWG

Selon l’article 118, paragraphe 6, de l’EnWG, les installations de stockage d’énergie électrique sont exemptées des redevances de réseau pour l’électricité dès leur mise en service, à condition qu’elles soient mises en service dans un délai de 18 ans à compter du 4 août 2011. Cette période de mise en service prend fin à cette date. 4 août 2029.

Conditions requises et portée :

• Reinsertion dans le même réseau : Le courant est libéré lorsqu’il est capté du réseau électrique, stocké et réinjecté dans le même réseau à un moment différent.
• Mémoires utilisées de manière mixte : Avec la nouvelle loi EnWG, adoptée par le Bundestag le 13 novembre 2025 et entrée en vigueur le 23 décembre 2025, l’exonération est prévue sous la forme d’une réglementation „ dans la mesure où “. Elle s’applique dans la mesure où le courant provenant du réseau est de nouveau injecté dans le réseau. Les batteries hybrides qui consomment une partie du courant sur place sont donc exemptées proportionnellement.
• Obligations de mesure et de notification : La nouvelle loi fait également référence au § 21 de la loi sur l’énergie (EnFG). Les obligations de mesure, de délimitation et de notification applicables à l’exonération partielle s’appliquent donc aux mêmes dispositions que celles prévues par les subventions d’investissement pour les installations de stockage. Il reste à déterminer si cette exemption s’applique également aux installations autonomes. Une étude juridique spécialisée dans le droit énergétique indique qu’il existe un risque important que ces exigences s’appliquent également à ces installations. Les exploitants et les vendeurs devraient donc s’entendre avec le gestionnaire du réseau sur le concept de mesure et les délais de notification.
• Seuls les frais d'accès en ligne : La libération concerne les redevances tarifaires elles-mêmes. Les prélèvements et les taxes sur le gaz naturel sont régis par des règles spécifiques et ne sont pas inclus dans cette libération.
• Dispositions d’exception de la BNetzA : L’article 118, paragraphe 6 de l’EnWG accorde à l’autorité de réglementation la possibilité de déroger à l’exonération légale en fixant des règles à cet effet. La BNetzA s’en sert dans le cadre de la procédure AgNes.

AgNes : Ce qui change à partir de 2029

Le déclencheur de la réforme est un jugement du Tribunal européen du 2 septembre 2021 (Rs. C-718/18). Conformément à ce jugement, la réglementation des tarifs d’accès ne peut pas être adoptée par décret gouvernemental, mais doit être soumise à l’autorité de réglementation indépendante. La BNetzA sera donc supprimée le 31 décembre 2028. Dans le cadre de la procédure AgNes (Système général de tarification de l’électricité) définir les règles successorales qui devront entrer en vigueur à partir du 1er janvier 2029.

État des procédures :

• Janvier 2026 : Dans un document d’orientation, la BNetzA conteste en principe l’exonération des frais d’utilisation des réseaux pour les installations de stockage.
• 27 mai 2026 : Au stade préliminaire, la BNetzA s’éloigne de cette approche et accorde une plus grande importance à la protection de la confiance.
• 6 août 2026 : La BNetzA publie le projet de réglementation complet (198 pages) pour consultation.
• 18 septembre 2026 : Le délai de consultation a expiré.
• Toujours en 2026 : La décision de la fixation des tarifs est annoncée ; la BNetzA n'a jusqu'à présent pas précisé une date.

Le nouveau système de base et le rôle des mémoires : Pour les consommateurs plus importants, le tarif de réseau dans le nouveau système comprend un prix de capacité pour la capacité commandée annuellement et deux prix d’opération. Le prix d’opération 1 (AP1) s’applique à l’intérieur de la capacité commandée, le prix d’opération 2 (AP2) en dehors de celle-ci et s’élève à 200 à 350 % du prix d’opération 1. Pour les batteries connectées au réseau, seul le prix de capacité est prévu. Les prix d’opération ne sont pas facturés.

Qu’en prévoit le projet d’honoraires nets pour les batteries de stockage :

• Seul prix de la capacité, pas prix du travail : Les installations de stockage connectées au réseau paient chaque année un droit de réseau correspondant à leur capacité contractuellement prévue pour l’accès au réseau. Le prix de la capacité correspond en principe au prix de l’échange d’électricité pour les installations de production.
• Pas de double imposition : Les coûts de production dépendants de la consommation, calculés sur la base des quantités d’électricité que le stockage absorbe et restitue, ne doivent pas être facturés, pour autant que ces quantités puissent être mesurées de manière technique.
• Revenus nets dynamiques plus tard : Les éléments dynamiques de rémunération ne doivent pas être inclus dans les données de stockage avant le 1er janvier 2030 et au plus tard le 1er janvier 2033. La configuration est régie par une disposition spécifique.
• Stockage interne : Les batteries des installations prosumer à basse tension ne paient pas de frais de stockage distincts.

Un aperçu de l’ensemble du projet de réglementation se trouve dans notre article. Projet de fixation AgNes 2026 : La réforme des tarifs d'utilisation des réseaux à partir de 2029 en un coup d'œil.

Qui conserve l’exemption ? Trois groupes, trois résultats

Selon le projet, les mémoires peuvent être classés en trois groupes :

Ce qui importe, c’est la différence par rapport à la réglementation actuelle : selon le projet, une mise en service en temps voulu ne suffit plus à elle seule. Si la FID n’est pas mise en œuvre au plus tard le 1er janvier 2029, les fournisseurs de stockage devront payer les nouveaux tarifs de transport en fonction de la capacité dès le 1er janvier 2029, même s’ils n’entrent en service avant le 4 août 2029.

Quand la FID est-elle considérée comme appliquée ?

Selon le projet, deux conditions doivent être réunies :

1. Commandes contractuelles : Le futur exploitant a commandé les composants des installations de manière contraignante, soit au moins pour la moitié du volume d’investissement. Des plans, des négociations non contraignantes et des réservations ne suffisent pas.
2. Pas de solution au contrat sans dommage matériel majeur : L’exploitant ne peut pas se libérer des contrats d’achat sans subir des dommages matériels importants, par exemple en raison de sanctions contractuelles prévues.

Par rapport à la situation de mai, le critère a été précisé : au lieu de „ près de la moitié “, le projet exige au moins la moitié du volume d’investissements.[8] La promesse de connexion au réseau contractuelle annoncée précédemment n’apparaît plus dans le projet.[4] Le projet n’indique pas quels documents doivent être présentés en guise de preuve. Il exige la présentation „ de manière appropriée “.

Nous expliquons dans cet article les détails concernant la mécanique de la FID, les questions ouvertes concernant l’interprétation et la documentation. FID pour les batteries de stockage : la date limite de l’Agnes pour l’exonération des redevances d’électricité. Vous trouverez un aperçu de tous les dates clés dans Délais AgNes 2027/2029 : Ce qui s'applique désormais aux batteries de stockage.

Les délais en bref

L'industrie demande un délai plus long

Les associations professionnelles considèrent le délai fixé trop serré. Le BVES appelle à relier la garantie de la sécurité de l’approvisionnement uniquement à la mise en service dans le délai légal, en remplaçant cette garantie par un délai ultérieur en 2027. Le BEE souhaite également reconnaître les contrats d’achat pour les batteries à condition de différer leur entrée en vigueur et estime que la barre inférieure de 20 commandes pour les projets de grande envergure % est appropriée. Ces demandes sont jusqu’à présent des exigences, pas des engagements de la BNetzA. Il n’est possible de planifier que sur la base du délai fixé dans le projet.

Quelle est la tarification des réseaux pour les nouveaux batteries de stockage ?

Pour les installations sans protection de stockage, le tarif de réseau s’applique selon une logique simple :

Honoraires d'accès à réseau par an = capacité contractuellement prévue (kW) × prix de la capacité (€/kW et par an)

Le prix de capacité correspond au prix d’achat de l’électricité produite par les installations. Il doit être calculé comme un montant roulant de cinq ans. Il prend en compte 50 % des coûts réels d’énergie réglementée et de pertes des gestionnaires de réseau de transport ainsi qu’un montant de base de 0,50 €/MWh. La BNetzA prévoit une marge d’environ 4 à 7 € par kW et par année Non. C’est une estimation, pas une prévision. Le prix de la capacité pour 2029 n’est pas encore fixé. Si cela reste inchangé, les frais d’électricité pour un stockage de batteries d’une puissance de 10 MW et d’une capacité de raccordement à la réseau aussi importante coûteront au mieux 40 000 € et au pire 70 000 € par an.

Deux éléments sont importants pour la calculs :

• Le tarif de réseau dépend de la capacité, et non de l’utilisation. Un module de stockage qui recharge et décharge plusieurs fois par jour ne coûte pas plus que un module de stockage avec quelques cycles par jour, avec une capacité d’alimentation identique.
• Le tarif net pour le stockage n'est pas plafonné. Le BEE critique la faible prévisibilité des coûts et propose une limite supérieure de 4,5 €/kW et/ou une fixation des prix lors de la présentation des documents d’autorisation.

Les frais de réseau dépendent du scénario d’utilisation

La manière dont un stockage est facturé dépend de la manière dont il est connecté au réseau. Le projet distingue entre les systèmes de stockage connectés au réseau et les systèmes de stockage connectés aux installations.

L’ampleur des effets de synergie entre les différentes installations est illustrée par un exemple du BEE : deux installations de stockage de 50 MW techniquement identiques pourraient, à partir de 2029, être soit facturées à hauteur d’environ 283 000 € par an, soit totalement exemptées, selon que l’installation est connectée à un réseau de stockage existant et que la capacité existante n’est pas étendue. L’association considère cela comme une discrimination à l’encontre des projets indépendants par rapport aux exploitants possédant des installations de production.

Pour une clarification sur les concepts mixtes, consultez également nos articles sur :

• Stockage autonome
• Co-location BESS
• stockage d'électricité verte
• stockage d'électricité grise

Ce que les promoteurs et les exploitants devraient vérifier maintenant

1. Documenter les critères FID. Les commandes fermes représentant au moins 50 % % du volume d’investissement et la conclusion d’un contrat doivent être présentées avant le 1er janvier 2027 et être vérifiables auprès du fournisseur de réseau avant le 31 mars 2027.
2. Planifier la mise en service en sens inverse. Le 4 août 2029 s’applique en complément de la FID et de la responsabilité de la preuve. Les contrats, les commandes, l’acceptation du raccordement au réseau, les délais de livraison et la phase de construction doivent correspondre à ces exigences.
3. Dimensionner consciencieusement la capacité d’alimentation en cas d’arrêt. Comme le tarif de réseau dépend de la capacité contractuellement prévue, la surcapacité et Accords de connexion flexibles (ACF) directement sur le côté des coûts. La branche exige que la capacité garantie soit uniquement facturée chez FCA, mais cette question n'est pas encore réglée.
4. Calculer les tarifs d'accès selon le prix de la capacité comme scénario. Quiconque envisage un financement sans garantie de remboursement devrait inclure une marge de 4 à 7 € par kW et par année dans sa comptabilité économique.
5. Clarifier le concept de mesure et d'alerte. Pour l’exonération proportionnelle, l’article 118, paragraphe 6, de l’EnWG fait référence à l’article 21 de l’EnFG. Le concept de mesure, la limitation des quantités et les délais de notification devraient être adaptés aux besoins des opérateurs de réseau et des vendeurs.
6. Considérer séparément les subventions aux coûts de construction. Ils sont traités en dehors d’AgNes dans un processus distinct. Le projet n’énonce aucune spécification à ce sujet.
7. Suivre l'évolution de la situation. Jusqu’à la décision définitive, la BNetzA peut encore modifier le projet, notamment au moment de la date butoir du FID.

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FAQ : Frais d’électricité pour les batteries de stockage

Sources et fondements juridiques

1. § 118, alinéa 6 de l’EnWG – Dispositions transitoires, exemption de la tarification de la capacité de stockage électrique.
2. Bundesnetzagentur – Communiqué de presse du 27 mai 2026 : État préliminaire de la réforme de la tarification des réseaux d’électricité (AgNes).
3. Bundesnetzagentur – Breve information „ Positionnement provisoire dans le processus de réglementation AgNes “, 27 mai 2026.
4. RAUE Rechtsanwälte – „ AgNes : BNetzA publie le projet de réglementation complet concernant le nouveau système de tarification de l’électricité “ (projet de réglementation du 6 août 2026).
5. Rapport sur les batteries de stockage – „ Projet de réglementation AgNes 2026 : BNetzA fixe la date d’expiration de la FID pour les batteries à janvier 1er 2027 “, état au 3 octobre 2026 (analyse du projet incluant la position de BVES).
6. Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) – Avis sur le projet de réglementation AgNes, 18 septembre 2026.
7. pv magazine – „ Consultation ouverte pour le projet final d’AgNes “, 6 août 2026.
8. CMS Deutschland – „ Projet de réglementation AgNes de la BNetzA : Ce qui doit changer pour les producteurs, les dépôts et les électrolyseurs en matière de redevances d’utilisation de réseaux “.
9. RAUE Rechtsanwälte – „ EnWG-Novelle : Prolongation de l’exonération de charges d’électricité pour les batteries et les points de recharge bidirectionnels “ (exonération proportionnelle en cas de fonctionnement hybride).
10. von Bredow Valentin Herz – „ Exemptation de la taxe sur le réseau pour les batteries autonomes : rupture du système due à une nouvelle réglementation et nécessité d’action dans la pratique ? “ (Référence au § 21 de l’EnFG, obligations de mesure et de notification).

État de la recherche : 26 octobre 2026. Le processus AgNes n’est pas terminé. Les informations présentées sont basées sur le projet de réglementation du 6 août 2026 et peuvent évoluer jusqu’à l’adoption de la décision. Ce document n’est pas une aide juridique.