Optimisation des frais de réseau §19 + §118 + AgNes
Trois leviers réglementaires, une feuille de route. Pour les sites industriels à partir de 1 MW de puissance crête — jusqu'à la date limite de mise en service le 4 août 2029.
Fin du régime atypique
20 ans d'exonération des frais de réseau
BNetzA GBK-25-01-1#3
sur des données de charge réelles à la demi-heure
Analyser la dernière activité — vers une feuille de route réglementaire dans 30 minutes →
Le coût du réseau n'est pas une dépense annexe pour l'industrie à forte intensité énergétique. C'est un poste de coût principal — et le seul qui peut être influencé par la réglementation.
Le piège des coûts : la composante de puissance maximale pour les frais de réseau
Pour les installations industrielles à partir de 1 MW de pointe, la part des frais de réseau dans les coûts d'exploitation de l'électricité (OPEX) se situe généralement entre 30 et 40 %. Le moteur est la composante de puissance (HLZ - fenêtre de temps de charge maximale), qui augmente linéairement avec la charge maximale annuelle. Une charge de pointe de 1 000 kW pendant 15 minutes suffit à fixer le prix de la puissance pour une année entière de facturation.
Trois facteurs structurels exacerbent la situation d'ici 2030 :
- Retard dans l'extension du réseau — Les investissements dans le réseau de transport sont répartis sur tous les consommateurs. Les sites industriels supportent la majeure partie via les prix de la puissance.
- Volatilité due à l'ajout de capacités d'énergies renouvelables — La production fluctuante accroît le besoin de flexibilité. Ceux qui ne peuvent pas décaler leur consommation paient la volatilité sous forme de surprime de réseau.
- Sortie des leviers d'optimisation éprouvés — §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV (utilisation atypique du réseau) prend fin le 31 décembre 2028. La réglementation de suivi nommée AgNes débutera le 1er janvier 2029, avec une mécanique et des options différentes.
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 | Rémunération du réseauRéduction (à renouveler annuellement) |
| Article 118, paragraphe 6, de la loi sur le réseau énergétique (EnWG) Exonération des frais de réseau de stockage | Exonération totale des frais de réseau pour l'électricité injectée dans le réseau — pour 20 ans à compter de la mise en service. | Nouvelles installations de systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS), même point de connexion | dans les plus brefs délais 4 août 2029 | Avantage de rémunération du réseau (20 ans, prévisible) |
| Agnès Système de coûts réseau incitatif | 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 | Entrée en vigueur 01.01.2029 (BNetzA GBK-25-01-1#3, décision définitive fin 2026) | Rémunération du réseauLevier de déclenchement + Différenciation par rapport à la concurrence |
Les trois leviers sont combinable: Le §19 peut être utilisé jusqu'à son expiration, parallèlement à la planification de l'IBN de §118. À partir du 1er janvier 2029, AgNes prendra en charge l'optimisation continue, tandis que §118 maintiendra l'ancrage sur 20 ans.
Hebel 1 : §19 al. 2 phrase 1 StromNEV — Utilisation atypique du réseau
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 – généralement basé sur la charge pendant les fenêtres de prix de pointe (HLZ) – s'applique en cas d'utilisation atypique du réseau avérée. La réduction des frais de réseau se situe – en fonction du gestionnaire de réseau, du profil de charge et du niveau de tension – entre 20 et 80 pour cent 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 : La référence pendant la période de pointe doit être significativement inférieure à la moyenne annuelle, à démontrer à partir des données de charge semihoraires des 12 derniers mois.
- Requête : Chez le fournisseur d'énergie, renouvelé chaque année. Date limite de candidature 30 septembre 2028 pour la dernière application de l'année fiscale 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 — Côté profondeur.
Hebel 2 : §118 Abs. 6 EnWG — Exonération des frais de réseau pour les stockages
Mécanisme
Les systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) nouvellement construits qui relèvent du §118 al. 6 EnWG reçoivent une pleine Exonération des frais de réseau sur 20 ans Dès la mise en service. L'exonération s'applique à l'électricité prélevée au point de raccordement au réseau et réinjectée, c'est-à-dire aux quantités d'énergie qui traversent le stockage.
Important : §118 est un Avantage de rémunération du réseau — Pas de composante de revenus ni de subvention. L'exonération réduit les dépenses d'exploitation (OPEX) de la batterie, ce qui affecte proportionnellement le coût actualisé de l'énergie (LCOS) et le rendement interne (IRR). Dans les configurations multi-usages (autoconsommation derrière le compteur + commercialisation devant le compteur), l'article 118 est le fondement de la viabilité économique de la batterie.
Colocation sur le même socle
Pour les installations combinées PV+BESS, les onduleurs PV et les conteneurs BESS sur le même fondement être dimensionné de manière à ce que le stockage soit qualifié, d'un point de vue tarifaire du réseau, en tant que partie intégrante de l'installation de production. Cette affectation technique et structurelle est une partie obligatoire de la demande §118.
Délai de livraison et délai de planification IBN
l'exonération de l'article 118 est subordonnée à Mise en service jusqu'au 4 août 2029 liée. Ceux qui entrent en service après cette date ne bénéficieront plus de l'exonération de 20 ans.
- Installations de stockage d'énergie (extension avec BESS) : Délai de planification 6-12 mois
- Nouvelle construction (terrain vierge) : 40 mois entre la décision d'investissement et la mise en service sous tension – en raison de l'approbation du raccordement au réseau, du poste de transformation et du raccordement au poste de transformation
Perte mensuelle de retard
En cas de retard par rapport à la date limite de la IBN, par mois de retard 16 000–25 000 €/MW avantage de frais de réseau perdu — sur la durée de 20 ans, cela s'additionne à une échelle qui domine tout effet de remise dans le cas de l'investissement.
Pour la modélisation approfondie du cas d'investissement, y compris TRI / VAN / LCOS par technologie de stockage (LFP, ZnBr, batterie sodium-ion) : Coûts et retour sur investissement — Page de profondeur. Pour un modèle de site concret avec comparaison IRR / NPV / LCOS : Soumettre le dernier lot →
Hebel 3 : AgNes à partir du 1er janvier 2029 — Du tarif statique à la commercialisation dynamique
Entrée en vigueur et statut réglementaire
AgNes (Système tarifeikielent entenrerechten) entre en vigueur le 1er janvier 2029 en carton. La base est la décision de la BNetzA GBK-25-01-1#3. Le document de discussion a été publié le 24 septembre 2025 ; la version finale est attendue fin 2026.
AgNes remplace la réglementation sur l'atypie statique (§ 19 al. 2 phrase 1 StromNEV) et la remplace par un système basé sur des incitations : les frais de réseau deviennent un levier pour la flexibilité de la charge – ceux qui déplacent leur charge en profitent ; ceux qui placent la charge de pointe dans des créneaux horaires critiques paient plus.
Piloté par le réseau vs. Piloté par le prix
AgNes connaît deux modes de gestion :
- Piloté par le réseau — la charge suit les signaux du réseau de l'opérateur du réseau régional. Utilisation de préférence dans les régions où le réseau est tendu. Rémunération par des composantes réduites des frais de réseau et des suppléments de flexibilité.
- Dirigé par le prix — la charge suit les signaux de prix Day-Ahead et intraday sur le marché de l'électricité. Potentiel de commercialisation plus élevé, mais aussi exigence de modélisation plus élevée. Un BESS ou un portefeuille de charges contrôlables est une condition préalable.
Compatibilité avec BESS et mFRR
BESS est l'infrastructure naturelle d'AgNes : son temps de réaction (≤ 1 seconde) satisfait toutes les exigences, sa capacité est prévisible et la dispense de la §118 peut être appliquée en parallèle. La mFRR (réserve de minutes) demeure en tant que Canal d'approvisionnement pertinent — non pas en tant que canal principal —, car la rémunération par mégawattheure consommé est inférieure aux revenus de commercialisation fixés par le prix AgNes.
Pour la profondeur des marchés de l'énergie de régulation et des composantes de revenus FCR/aFRR : Énergie de réglage — Côté profondeur. Pour une modélisation de la commercialisation d'AgNes spécifique au site : Prendre rendez-vous
Exemple concret — 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
Le tableau suivant présente trois constellations réglementaires sur le même site : Statu quo (StromNEV 2026, sans AgNes), AgNes guidé par le réseau (BESS suit le signal du réseau), AgNes guidé par les prix (BESS suit le signal du prix du marché). Les indicateurs économiques sont modélisés à partir de données de charge réelles semihyperboliques ; les hypothèses sont cohérentes avec KPMG pour le cas d'investissement dans des systèmes de stockage par batterie stationnaires (février 2026).
| Constellation | Flux de trésorerie total | CUBE 75 % | Client 25 % | Remboursement | TIR | VAN |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Statu 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 du marché à raison de 75 % / 25 %. Le client n'investit pas (0 € de dépenses d'investissement) ; CUBE finance, construit, exploite et commercialise — en échange de la part de 75 %. Dans le modèle d'achat BESS, le client conserve 100 % des recettes et prend en charge l'intégralité de l'investissement (ordre de grandeur : ~250 €/kWh jusqu'à 2 MWh ; à partir de 5 MWh, 175–200 €/kWh).
Source : CUBE CONCEPTS. Modélisation réalisée à partir de données de charge réelles collectées toutes les demi-heures · Hypothèses fondées sur des références de marché vérifiées par KPMG (analyse de rentabilité des systèmes de stockage stationnaires par batterie, février 2026). Site industriel anonyme situé en Saxe.
Qui en bénéficie ? — Compétences et processus
ICP-Profil
- Pic 1 MW — en dessous de ce seuil, l'effet de levier de la composante de performance est trop faible pour justifier l'investissement au titre de l'article 118 de l'IBN sur une période de 20 ans
- Niveau de tension moyenne ou haute tension — Les connexions à basse tension relèvent d'autres régimes réglementaires qui ne sont pas traités ici
- Dernière étape avec potentiel d'optimisation — profil inverse à la charge maximale du réseau (pour l'article 19) ou portefeuilles de charges contrôlables (pour AgNes)
- Horizon d'investissement : 5 à 20 ans — l'exonération §118 s'amortit sur la durée de 20 ans, avec des effets pertinents pour le TRI à partir de l'année 5
Processus en quatre étapes
CUBE CONCEPTS traite chaque site en quatre étapes, de l'analyse des courbes de charge à la planification IBN. Tout au long de ces quatre étapes, plus de 250 modes de fonctionnement dans la modélisation, sur la base des données de charge réelles enregistrées toutes les demi-heures sur le site.
Données de charge demi-horaires des 12 derniers mois. Identification des 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 scénarios d'exploitation modélisés : statu quo, AgNes en mode réseau, AgNes en mode prix, Multi-Use avec autoconsommation BTM, FTM en mode commercialisation pure. Décision sur la base du TRI, de la VAN et du profil de risque.
Planification à rebours à partir de la date limite fixée par l'article 118 de la loi sur l'approvisionnement en énergie (4 août 2029) : contrat de raccordement au réseau, poste de transformation, autorisations, construction, IBN. Marges de sécurité pour faire face aux risques liés à la chaîne d'approvisionnement.
Vérification du champ d'application — quels sont les leviers juridiques applicables 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 gestionnaires de réseau. Levier industriel pour la mise en place de systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS).
- §35 BauGB — Privilège « Outdoor » depuis le 1er janvier 2026. N° 11 (cogénération à partir de 1 MWh + installation d'énergie renouvelable) OU n° 12 (installation autonome à partir de 4 MW + poste de transformation à 200 m).
- §118 al. 6 EnWG — Exonération des frais de réseau pendant 20 ans pour les installations de stockage nouvellement construites dont la demande d'autorisation a été déposée avant le 4 août 2029.
- §19 al. 2 phrase 1 StromNEV — Utilisation atypique du réseau. Date limite de demande le 30 septembre 2028, expiration le 31 décembre 2028.
- §42c EnWG — fait référence aux constellations de courant locataire. Non pertinent pour l'autoconsommation d'énergie photovoltaïque/BESS dans un site industriel.
- §14a WiG — Réglementation des clients finaux basse tension pour les consommateurs contrôlables (pompes à chaleur, bornes de recharge, accumulateurs privés). Ne s'applique pas aux moyennes/hautes tensions industrielles. Ceux qui se voient proposer cette réglementation dans une application pour des profils de charge industriels doivent examiner 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 entièrement financé
- Répartition des recettes : CUBE 75 % / client 25 % du chiffre d'affaires net après charges d'exploitation
- CUBE assume le risque CAPEX, exploite, commercialise
- La consommation propre de BTM reste à 100 % chez le client (non partagée)
- Investissement client complet — Ordre de grandeur ~250 €/kWh 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.
Stand und Hinweise
Stand du 6 mai 2026 · Sans garantie quant aux évolutions réglementaires · Pas de conseil juridique, fiscal ou en matière d’énergies renouvelables · La date limite pour le §118-IBN est le 4 août 2029, le délai de dépôt de demande pour le §19 est le 30 septembre 2028 et l’entrée en vigueur d’AgNes est le 1er janvier 2029 sont des législations et des statuts actuels de la BNetzA qui doivent être clarifiés au cas par cas avec un avocat, un conseiller fiscal ou un conseiller du marché de l’énergie. Les flux de trésorerie, le TRI et la VAN mentionnés dans l’exemple pratique A sont des calculs de modèle basés sur des données de charge réelles semih-horaires d’un site industriel anonymisé ; les valeurs réelles dépendent du profil de charge, du gestionnaire de réseau, du niveau de tension et de l’évolution du marché.
Sources
- KPMG — Étude de cas d'investissement pour le stockage par batteries stationnaires (février 2026) : kpmg.com/de — Cas d'investissement
- BNetzA — Définition AgNes (GBK-25-01-1#3) : bundesnetzagentur.de
- BMWK — §118 EnWG : bmw.fr
- BMWE — Prix de l'électricité industrielle (Annonce du 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
L'article 1 régit le utilisation atypique du réseau pour les entreprises industrielles ayant un profil de charge inversé par rapport à la charge maximale du réseau. La phrase 2 réglemente Accord individuel sur les tarifs du réseau pour les grands consommateurs ayant des heures d'utilisation complètes supérieures à 7 000 heures par an et une consommation supérieure à 10 GWh. Les deux clauses expirent dans leur forme actuelle le 31 décembre 2028.
La mise en service doit avoir lieu au plus tard le 4 août 2029 réussite. Ceux qui entrent en service après cette date ne bénéficieront plus de l'exonération des frais de réseau pendant 20 ans. Pour les installations existantes, nous prévoyons un délai de planification de 6 à 12 mois, et pour les nouvelles constructions, une moyenne de 40 mois entre la décision d'investissement et 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.
En mode piloté par le réseau, la charge suit les signaux de commande du gestionnaire du réseau régional. Rémunération par des frais de réseau réduits et des majorations de flexibilité. En mode piloté par le prix, la charge suit les signaux de prix Day-Ahead et Intraday du marché de l'électricité — potentiel de valorisation plus élevé, mais exigence de modélisation plus élevée. Dans l'exemple pratique ci-dessus, le flux de trésorerie en mode piloté par le prix est environ 40 % supérieur à celui du mode piloté par le réseau.
Pour la spécificité §19, un profil opposé à la charge maximale du réseau est requis — démontrable par les données de charge semihoraires des 12 derniers mois. Pour le §118, une configuration BESS sans autres exigences de profil de charge suffit. Pour AgNes, un portefeuille de charge contrôlable (BESS ou processus industriels commutables) est requis.
Stand Mai 2026, oui — 40 mois de préavis à compter de la décision d'investissement conduisent à une mise en service à août 2029, donc juste avant la date limite. L'essentiel est que la décision d'investissement soit prise au plus tard en mai 2026 ; tout nouveau retard repousse la mise en service au-delà du 4 août 2029 et compromet l'exonération des frais de réseau pendant 20 ans. Pour les installations existantes, un préavis de 6 à 12 mois laisse une marge de temps nettement plus importante.
Le prix de l'électricité industrielle et l'optimisation des tarifs de réseau sont deux clusters réglementaires distincts. Le prix de l'électricité industrielle agit sur le prix d'achat de l'électricité (composante énergie), l'optimisation des tarifs de réseau sur la composante utilisation du réseau (partielle puissance et travail). Les deux clusters sont combinables – et les deux ont des conditions préalables communes pour le prix de l'électricité industrielle (≥ 1 MW de pointe, moyenne/haute tension). Détails sur le prix de l'électricité industrielle : Savoir — Prix de l'électricité industrielle.
Plus loin
Il reste, selon l'investissement, de 6 à 40 mois jusqu'à la date limite du §118, le 4 août 2029.
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