Utilisation atypique du réseau — le mécanisme de moyenne tension prenant fin le 31.12.2028
Pour les entreprises industrielles en moyenne ou haute tension avec un profil de charge déviant pendant la période de forte demande, le § 19 al. 2 phrase 1 StromNEV réduit la redevance de réseau individuelle. Dans l'exemple pratique : réduction de pointe de 1 MW grâce au BESS, 120 000 € de composante de puissance en moins par an, 480 000 € cumulés sur quatre exercices fiscaux. Date limite de dépôt des demandes auprès du gestionnaire du réseau de distribution : 30 septembre 2028.
dernière possibilité de soumission
ensuite Agnès à partir du 01/01/2029
Moyenne tension industrielle
sur quatre exercices budgétaires
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Ce que régit le §19 alinéa 2 phrase 1 du StromNEV
Profil de consommation d'un client qui s'écarte clairement du profil de la charge globale du réseau pendant les fenêtres de forte demande (FDD) publiées par le distributeur. Est considéré comme atypique celui qui consomme nettement moins de puissance pendant les FDD qu'en moyenne annuelle.
Le règlement sur les tarifs de réseau distingue l'utilisation typique et atypique du réseau. Typique est une courbe de charge qui suit le profil de la charge générale du réseau, c'est-à-dire qu'elle consomme de l'électricité en même temps que la majorité des consommateurs. L'article 19, paragraphe 2, phrase 1, de la StromNEV (règlement sur les tarifs de réseau) permet aux consommateurs atypiques un tarif de réseau individuel : la base de calcul n'est pas la charge maximale annuelle, mais la charge maximale pendant les périodes de forte demande, et celle-ci peut être délibérément réduite par une gestion opérationnelle ou par un système de stockage par batterie. La différence entre la charge maximale annuelle et la charge maximale pendant les périodes de forte demande, multipliée par le prix de la capacité, donne l'économie réalisée.
Conditions préalables tirées du texte du règlement : Connexion moyenne ou haute tension, heures pleines au moins de 7 000 par an ou au moins 100 heures de différence entre le HLZ et la moyenne annuelle, expertise du profil de consommation comme annexe à la demande, détermination par le gestionnaire du réseau de distribution.
Dans le glossaire : Période de forte demande · Heures de pleine utilisation.
Mécanismes — Fenêtres horaires de forte charge et délestage ciblé
Chaque gestionnaire de réseau de distribution publie chaque année les fenêtres de forte demande pour sa zone de réseau. Typiquement, il y a une fenêtre d'été et une fenêtre d'hiver, chacune en semaine plusieurs jours par semaine, souvent en début de soirée. En dehors de ces fenêtres, l'approvisionnement en électricité n'est pas critique pour la détermination des frais de réseau.
Celui qui place son pic de performance dans le HLZ paie plein tarif. Celui qui le déplace hors du HLZ paie les frais de réseau individuels, calculés sur le pic du HLZ réduit, et non sur la charge annuelle maximale inaltérée.
Un système de stockage par batterie assume ce délestage de manière automatisée. Toutes les demi-heures, la gestion de l'énergie détecte l'entrée dans une période de forte demande et décharge la batterie exactement pour couvrir les pics de consommation critiques. En dehors des périodes de forte demande, la batterie est rechargée de manière contrôlée, de préférence pendant les heures à tarif réduit ou avec de l'électricité produite par photovoltaïque.
Charge de la preuve et analyse du cycle de vie
L'utilisation atypique du réseau doit être prouvée par une expertise de profil de charge. La base est le profil de charge semihumain sur douze mois, généralement disponible auprès du gestionnaire de réseau de distribution via la passerelle de compteur intelligent connectée ou la mesure RLM. La déviation du profil de charge est quantifiée : réduction en pourcentage des heures de pleine utilisation, puissance différentielle en kW, heures de pleine utilisation au-dessus et en dessous du seuil.
Lorsqu'une batterie est utilisée pour le délestage, le comportement prévu de la BESS fait partie du dossier de demande. Le distributeur peut accepter une expertise prospective si la conception technique de la batterie – puissance, énergie, logique de commande – est documentée.
Conditions préalables — qui a droit aux frais de réseau individuels
§19 al. 2 phrase 1 StromNEV s'adresse aux entreprises industrielles dont le comportement de consommation est clairement différent. Le règlement formule les conditions de manière quantitative :
- Niveau de tension : Tension moyenne ou haute tension. Les connexions basse tension ne tombent pas sous le coup du §19 alinéa 2, phrase 1 StromNEV.
- Heures d'utilisation complète OU différence de HLU : Au moins 7 000 heures d'utilisation à temps plein par an ou au moins 100 heures de différence de charge entre la charge maximale annuelle et la charge maximale du réseau de transport.
- Profil de charge atypique : Démontrant une divergence par rapport au profil de la charge du réseau dans les périodes de forte demande publiées par le VNB.
- Rapport d'expertise sur le dernier voyage Pièce jointe obligatoire à la demande avec évaluation de la charge demi-horaire sur douze mois.
- Arrêté de fixation La créance n'apparaît qu'avec la décision du gestionnaire du réseau de distribution — pas automatiquement.
En pratique, les consommateurs atypiques de la classe 19 sont généralement des entreprises industrielles avec une production continue par équipes ou avec des pauses de charge bien planifiables. Les exploitations à deux équipes sans charges le week-end et les exploitations à trois équipes avec des pauses de changement d'équipe sont des constellations typiques. Les exploitations avec de grands accumulateurs de chaleur ou des procédés thermiques tampons peuvent également être souvent déplacées vers les HLZ.
Exemple pratique — Site industriel moyenne tension avec BESS de 1 MW
Un site industriel moyenne tension avec une charge maximale annuelle de 4 000 kW installe un stockage par batterie d’une puissance de 1 MW et d’une énergie de 2 MWh pour le décalage ciblé des pics de charge maximale. Le profil de charge est modifié de manière à réduire la charge maximale à 3 000 kW pendant les fenêtres de temps de charge maximale. En dehors des fenêtres de charge maximale, le profil de charge reste inchangé.
| Position | Avant optimisation | Après optimisation |
|---|---|---|
| Charge annuelle maximale (pic HLZ) | 4,000 kW | 3,000 kW |
| Prix de puissance (généralement moyenne tension) | 120 €/kW/an | 120 €/kW/an |
| Composant de performance - Tarif réseau | 480 000 €/an | 360 000 € par an |
| Économie par an | — | 120 000 € |
| BESS pour le transfert de charge | — | 1 MW / 2 MWh |
| Sur quatre exercices de facturation (IBN 2025/2026 jusqu’à la fin du 31 décembre 2028) | — | 480 000 € cumulés |
Mise en service du stockage entre 2025 et 2026, quatre exercices complets jusqu'à l'expiration du §19 le 31 décembre 2028. Le prix de la puissance de 120 €/kW/an est une valeur typique pour la moyenne tension ; les prix de puissance réels varient selon le distributeur de réseau entre environ 60 et plus de 180 €/kW/an. Profil de charge sans effets spéciaux (pas d'effet saisonnier de grand consommateur, pas d'anomalies de propre production).
Source : CUBE CONCEPTS Expérience du projet. Économies réelles dépendant du prix de puissance du gestionnaire du réseau, du profil de charge et du niveau de tension.
Chemin de la demande — quatre étapes auprès du gestionnaire du réseau de distribution
La procédure de demande en vertu du § 19, alinéa 2, première phrase de la StromNEV est gérée par le gestionnaire du réseau de distribution et suit une structure récurrente. Ceux qui soumettent une demande complète avant le 30 septembre 2028 pourront réclamer des redevances de réseau individuelles pour l'exercice suivant.
Dem Netzbetreiber die RLM-Lastkurve oder Smart-Meter-Lastkurve anfordern. Datenformat üblicherweise CSV mit 17.520 oder 17.568 Halbstundenwerten pro Jahr.
Durée : 2 à 4 semaines délai de livraison chez le VNBConsulter la publication du gestionnaire de réseau de distribution pour les heures de forte consommation (HLZ). Segmenter le profil de charge en périodes d'heures de forte consommation (HLZ) et hors heures de forte consommation (non-HLZ). Quantifier la différence entre la charge maximale annuelle et la charge maximale des heures de forte consommation (HLZ).
Durée : 1 à 2 semaines d'analyseRapport d'analyse de charge comme annexe de demande. En cas de transfert de charge planifié par des stockages : documenter la conception technique du BESS. La date limite du 30.09.2028 se réfère à la soumission de demande la plus tardive autorisée pendant la période de validité.
Durée de l'établissement du rapport d'expertise : 4 à 6 semainesLe gestionnaire du réseau de distribution examine les installations demandées et émet une décision de fixation des tarifs de réseau individuels. En cas de modifications substantielles du profil de charge, une confirmation annuelle est requise.
Durée de décision : 6–12 semainesFranchement 30.09.2028 — Date limite de candidature et logique d'investissement
La date limite de dépôt des demandes auprès du gestionnaire du réseau de distribution est le 30 septembre 2028. Quiconque n'a pas soumis une demande complète d'ici là ne pourra plus bénéficier de l'article 19, paragraphe 2, phrase 1 de la StromNEV — pas même pour le reste de l'année 2028. Le 31 décembre 2028, la réglementation actuelle arrivera à expiration ; à partir du 1er janvier 2029, AgNes s'appliquera.
Il en résulte un avantage d'investissement majeur : plus le stockage est mis en service tôt, plus il y a d'années de facturation complètes disponibles sous le régime §19.
| IBN Mémoire | Années fiscales complètes possibles | Épargne cumulée max. dans l'exemple pratique |
|---|---|---|
| 2025 | 4 (2025, 2026, 2027, 2028) | 480 000 € |
| 2026 | 3 (2026, 2027, 2028) | 360 000 € |
| 2027 | 2 (2027, 2028) | 240 000 € |
| 2028 | 1 (proportionnel) | ≤ 120 000 € |
Le délai de planification et de réalisation d'un BESS industriel se situe typiquement entre six et douze mois, en fonction du raccordement au réseau, des autorisations et des délais de livraison. Ceux qui veulent encore profiter de trois années complètes de facturation en 2026 devraient commencer la planification des installations au plus tard à la mi-2025.
Ce qui vient après le 31/12/2028 — Transition vers AgNes
À compter du 1er janvier 2029, AgNes (mécanisme de compensation pour la gestion du réseau) remplacera l'ancien système de tarifs de réseau individuels prévu à l'article 19, paragraphe 2, première phrase, du StromNEV. La base juridique est la décision GBK-25-01-1#3 de la BNetzA, dont le document de consultation a été publié le 24 septembre 2025 ; la décision finale est attendue pour fin 2026.
AgNes n'est pas un successeur direct au sens d'une traduction univoque. Au lieu d'un tarif fixe, il se crée un mécanisme avec deux modes d'application : une commande dirigée par le réseau, où le stockage fournit de la puissance en cas de besoin du réseau, et une commercialisation dirigée par les prix, qui réagit aux signaux du marché spot. Les deux modes peuvent être exploités avec la même installation BESS — le choix revient à l'opérateur.
Pour les entreprises industrielles, cela signifie qu'un stockage qui a été déplacé dans le cadre des pics atypiques du §19 jusqu'en 2028 pourra être intégré au mécanisme AgNes à partir de 2029 sans modification matérielle. Le passage s'effectuera par le biais de la gestion de l'énergie et de l'interface de commercialisation.
Une vue d'ensemble complète des mécanismes de tarification du réseau — §118 EnWG, §19 StromNEV et AgNes — et de leurs possibilités de combinaison se trouve sur Page de présentation optimisation des tarifs de réseau.
Vérification du champ d'application — quelles normes juridiques s'appliquent aux entreprises industrielles ?
Avant la décision d'investissement, il convient de comparer sobrement quelles bases juridiques sont réellement pertinentes pour les applications industrielles et lesquelles ne le sont pas. Concernant le § 19 paragraphe 2 phrase 1 de la StromNEV, l'image suivante se dégage :
| Norme juridique | Champ d'application | Industrie |
|---|---|---|
| §19 al. 2 phrase 1 StromNEV | Utilisation atypique du réseau — tarif de réseau individuel pour raccordement MT/HT avec profil de charge HLZ différent. Date limite de dépôt des demandes : 30.09.2028, expiration : 31.12.2028. | ✅ |
| Article 118, paragraphe 6, de la loi sur le réseau énergétique (EnWG) | Exonération des frais de réseau pour les systèmes de stockage d'électricité pendant 20 ans à compter de la mise en service. Date limite de mise en service : 4 août 2029. Informations détaillées sur la page d'aperçu Optimisation des frais de réseau. | ✅ |
| §11c EnWG | Règles de raccordement au réseau pour les installations de stockage et de production — applicables à tous les projets BESS industriels. | ✅ |
| §35 BauGB | Privilège extérieur pour les BESS en extérieur à partir du 01.01.2026 — pertinent pour le choix du site, pas pour le mécanisme de redevance de réseau. | ✅ |
| §42c EnWG | Réglementation de partage d'énergie pour les clients finaux au sein d'une communauté énergétique privée. Pas destiné aux installations industrielles. | ❌ |
| §14a WiG | Réglementation de fin de clientèle basse tension pour les appareils de consommation contrôlables. Non applicable aux raccordements industriels moyenne ou haute tension. | ❌ |
Pour les cas d'application industriels en Moyenne Tension/Haute Tension (MT/HT), les articles 19, 118, 11c et 35 sont les normes opérationnellement pertinentes. L'article 42c de la loi sur l'énergie (EnWG) et les réglementations relatives aux clients finaux en basse tension sont clairement formulés comme des instruments destinés aux clients finaux — leur application aux entreprises industrielles en MT/HT n'est pas prévue.
Modèles CUBE pour la mise en œuvre
Les entreprises industrielles peuvent réaliser le mécanisme "atypique §19" via deux modèles — avec ou sans investissement propre. Les deux modèles sont indépendants du mécanisme réglementaire; même stockage, même effet de report de charge, impact comptable différent.
- 0€ CAPEX Client — CUBE entièrement financé
- Répartition des recettes : CUBE 75 % / client 25 % du chiffre d'affaires net après charges d'exploitation
- Les recettes issues des BTM, y compris les économies réalisées grâce aux produits atypiques visés à l'article 19, restent intégralement acquises au client
- Durée du contrat typique de 10 à 15 ans, puis propriété sur demande
- Investissement client complet — Ordre de grandeur ~250 €/kWh à 2 MWh, à partir de 5 MWh 175-200 €/kWh
- 100 % Produits chez le client — y compris §19-Épargne atypique
- Participation complète au marché pour les services de réseau et le marché au comptant possible
- Livraison clés en main avec garantie
Les modélisations de rentabilité s'appuient sur des repères de marché publics et audités. Des calculs concrets pour votre site seront élaborés au rendez-vous de la courbe de charge.
Questions fréquentes
La norme permet aux consommateurs de moyenne ou haute tension ayant un profil de charge atypique une redevance de réseau individuelle. La base de calcul n'est pas la charge maximale annuelle, mais la charge maximale au cours des fenêtres de pointe publiées par le gestionnaire du réseau de distribution. Ceux qui réduisent spécifiquement leur pic du HLZ paient en conséquence moins de composante de puissance.
Entreprises industrielles raccordées au réseau de moyenne ou de haute tension, avec au moins 7 000 heures d'utilisation à pleine charge par an ou une différence de HLC d'au moins 100 heures, et un profil de charge atypique avéré. Les clients finaux raccordés au réseau de basse tension, les ménages et les communautés énergétiques sont exclus — d'autres règlements sont prévus pour ces groupes cibles.
Chaque exploitant du réseau de distribution publie ses pics de consommation annuellement sur son site web ou dans la grille tarifaire. Les pics de consommation habituels sont un été et un hiver, chacun en semaine plusieurs jours par semaine, souvent en fin d'après-midi ou en début de soirée. Les périodes varient selon les régions et peuvent changer d'une année à l'autre.
L'ordre de grandeur est le résultat du prix de puissance multiplié par la différence entre la charge maximale annuelle et la charge maximale réduite. Dans l'exemple pratique avec une réduction de pointe de 1 MW et un prix de puissance de 120 €/kW/an, 120 000 € par an sont réalistes. La gamme typique des prix de puissance en moyenne tension s'étend d'environ 60 à plus de 180 €/kW/an — l'économie individuelle doit être mise à l'échelle en conséquence.
Pour l'industrie, les articles pertinents sont le §11c EnWG (règles de raccordement au réseau), le §118 al. 6 EnWG (exonération des redevances de réseau pour les stockages) et le §35 BauGB (privilège extérieur). Le §42c EnWG (partage d'énergie pour les clients finaux) ainsi que les règlements pour les clients finaux basse tension concernant les appareils de consommation contrôlables ne sont pas destinés à l'industrie. Celui qui planifie avec la mauvaise norme construit sur un domaine d'application qui ne couvre pas la constellation.
Le mécanisme prendra fin sous sa forme actuelle le 31 décembre 2028. La date limite de dépôt des demandes auprès du gestionnaire de réseau de distribution est fixée au 30 septembre 2028. À compter du 1er janvier 2029, le mécanisme AgNes (décision GBK-25-01-1#3 de la BNetzA) entrera en vigueur avec un mode d'application basé sur le réseau et un mode basé sur les prix. Les systèmes de stockage exploités jusqu'en 2028 en vertu de l'article 19 pourront être transférés vers le mécanisme AgNes sans modification matérielle.
Pour l'IBN 2026, trois années fiscales complètes selon le régime du §19 sont possibles (2026, 2027, 2028). Dans l'exemple pratique, avec une économie annuelle de 120 000 €, cela représente un total cumulé de 360 000 €. Pour l'IBN 2025, ce serait 480 000 € sur quatre années fiscales. La logique d'investissement est guidée par la date limite stricte — plus l'IBN est tardive, moins il y a d'années d'application.
Règle empirique : Pour 1 MW de réduction de pointe souhaitée, un système de stockage par batterie (BESS) d'environ 1 MW de puissance doit être dimensionné. La capacité énergétique dépend de la durée et de la fréquence des pics de demande - pour un pic de demande de 4 heures en hiver en semaine, 2 à 4 MWh sont typiques. Le dimensionnement exact est déterminé par une analyse de la courbe de charge à la demi-heure. Ceux qui souhaitent en parallèle utiliser d'autres applications telles que la régulation de fréquence ou la consommation de propre énergie devraient examiner l'approche empilée sur le côté multi-usage.
Sources et fondements juridiques
- StromNEV § 19 al. 2 phrase 1 — Règlement sur les redevances du réseau électrique, version actuelle avec date d'expiration du 31.12.2028. Texte intégral sur gesetze-im-internet.de
- Décision GBK-25-01-1#3 de la BNetzA — Mécanisme AgNES à partir du 01.01.2029, document de discussion du 24.09.2025, décision finale attendue fin 2026. Agence fédérale des réseaux
- Publications de la BmW sur la réforme des frais de réseau — Feuille de route des consultations pour le déploiement d'AgNes et le cadre de subventionnement CISAF pour les projets énergétiques industriels.
- CUBE CONCEPTS Calcul Modèle — Exemple pratique basé sur une configuration réelle de moyenne tension, anonymisée sous le nom de „ Site industriel MT ”. Base de calcul : profil de charge demi-horaire, prix de puissance MT 120 €/kW/an.
Stand und Hinweise
État des contenus : 6 mai 2026. La situation réglementaire concernant le §19 al. 2 phrase 1 StromNEV (expiration le 31.12.2028) et la décision AgNes (entrée en vigueur le 01.01.2029) évolue continuellement. Le contenu sera mis à jour en cas de modifications substantielles.
Modèles de calcul : Tous les chiffres présentés sont des calculs modèles basés sur des benchmarks de marché publics et certifiés. La rentabilité réelle dépend du profil de charge, du niveau de tension, du prix de la puissance et de la conception spécifique de l'installation.
Pas de conseils juridiques ou fiscaux : Le contenu ne remplace pas des conseils juridiques, fiscaux ou de financement individuels. Pour la soumission de la demande auprès du gestionnaire de réseau de distribution, nous recommandons un accompagnement spécifique au projet par des organismes compétents.
Projets réalisés avec des entreprises industrielles
CUBE CONCEPTS développe et exploite des projets énergétiques réalisés dans toute l'Europe. Sélection des partenaires industriels de confiance :
Plus loin
Comparaison du §118 EnWG, du §19 StromNEV et de l'AgNes avec un exemple pratique de la Saxe sur trois constellations réglementaires.
Pile logique pour plusieurs cas d'utilisation en parallèle : atypie §19, énergie de réglage, autoconsommation, marché au comptant.
Limitation des pics de consommation en dehors du mécanisme d'heure de pointe - effet direct sur la charge annuelle maximale.
Comment les investissements BESS peuvent répondre aux exigences du programme de prix de l'électricité industrielle.
Il reste un peu moins de 29 mois avant la date limite de dépôt de la demande §19, soit le 30 septembre 2028.
Analyse de la dernière étape en 30 minutes. Identification de la demi-vie toutes les demi-heures. Calcul du modèle de l'économie maximale réalisable dans différents scénarios IBN.
Analyser le dernier niveau