​Jusqu'à présent, toute batterie raccordée au réseau avant le 4 août 2029 est exonérée de tarifs d’utilisation du réseau pendant 20 ans. Mais ce privilège touche à sa fin. L'autorité de régulation a déjà été claire : une exonération permanente des batteries n'est plus tenable.

Cela crée de l'incertitude. De nombreux développeurs de projets tentent actuellement de raccorder leurs batteries avant août 2029 pour sécuriser l’exonération. Leur crainte : après cette date, les tarifs pourraient fortement dégrader la rentabilité des projets.

Mais ce qui se prépare n'est pas un simple « retour à la facturation », mais bien un tout nouveau système tarifaire qui instaurera de nouvelles règles pour le stockage.

L’Agence fédérale des réseaux publie actuellement, étape par étape, de nouveaux documents d’orientation qui dessinent peu à peu le futur régime. Ce qui est certain : à l’avenir, les tarifs d’utilisation du réseau ne serviront pas seulement à financer les infrastructures, mais aussi à orienter activement le comportement de flexibilité – y compris pour les batteries.

Cela ouvre de nouvelles perspectives. Les batteries pourront désormais s’optimiser non seulement via les prix de marché, mais aussi en fonction de leur valeur réseau. Et ceux qui sauront faire preuve de flexibilité tireront profit du système, au lieu d’en pâtir.

1. Les questions clés pour les développeurs de batteries

Les batteries devront-elles payer des tarifs d’utilisation du réseau après 2029 ?

Selon l’Agence fédérale des réseaux – oui. La BNetzA a précisé que l’exonération actuelle ne sera pas maintenue indéfiniment. Avec la part croissante du stockage dans le système électrique, ces installations devront aussi contribuer aux coûts du réseau.

Mais la décision finale n’est pas encore prise : des mesures transitoires ou des ajustements méthodologiques sont toujours en discussion.

Quels tarifs s’appliqueront probablement aux batteries autonomes ?

À partir de 2029, les exploitants devront s’attendre à un nouveau système tarifaire nettement plus complexe. Un modèle en trois parties est prévu :

• Frais de raccordement au réseau (BKZ) : ils seront maintenus. Comme aujourd’hui, ils s’appliquent une seule fois lors du raccordement.
• Tarifs de financement divisés en :
• Tarifs de capacité, basés sur la puissance maximale raccordée. Il y aura ici une option de choix : les exploitants pourront décider de la puissance « réservée » et payer en conséquence.
• Prix de l’énergie, basés sur la consommation nette réelle de la batterie – essentiellement sur les pertes RTE (appelé tarif de compensation). Si la consommation dépasse la capacité choisie, une pénalité s’appliquera.
• Tarifs dynamiques d’utilisation du réseau : ils seront nouvellement introduits et pourraient changer la donne :
• Ces tarifs s’appliquent à chaque kWh chargé ou déchargé.
• Point clé : ils peuvent aussi être négatifs. Les batteries qui chargent ou déchargent de manière bénéfique pour le réseau pourraient générer des recettes plutôt que des coûts.

Que signifient ces nouveaux tarifs pour le modèle économique des batteries ?

Bonne nouvelle : le nouveau système tarifaire ne sera pas forcément un handicap. Pour certains projets, il pourrait même ouvrir de nouvelles sources de revenus.

L’impact réel dépendra principalement de deux facteurs :

• À quel niveau se situeront les tarifs de capacité et d’énergie ?
• Combien peut-on gagner grâce à l’optimisation autour des tarifs dynamiques ?

Dans des scénarios avec des tarifs de financement bas et pour des batteries à forte valeur de localisation (par exemple en cas de congestion), le stockage pourrait même s’en sortir mieux qu’aujourd’hui.

À l’inverse, sans l’effet positif des tarifs dynamiques, les recettes pourraient diminuer de 3 à 10 %, selon le niveau des tarifs appliqués.

2. Les tarifs de financement augmentent les charges d’exploitation

Quelle est la logique des tarifs de compensation et quel est leur impact ?

Le principe de base : Seule la consommation propre de la batterie (pertes RTE) est soumise aux tarifs de financement, et non l’ensemble de l’énergie chargée ou déchargée. Cela met le stockage sur un pied d’égalité avec les autres consommateurs.

L’impact financier dépend principalement du prix de l’énergie et de son évolution : aux niveaux haute et très haute tension, les tarifs devraient rester globalement stables jusqu’en 2030. Il reste toutefois incertain que l’État poursuive durablement les allègements actuels.

• Sans subventions, le prix pour 2026 serait d’environ 66,50 €/MWh. Si les tarifs restent stables, on peut tabler sur un prix similaire à l’avenir.
• Avec subventions, il s’établit à environ 28,60 €/MWh.

Pour une batterie 2h avec un RTE de 86 %, 2 cycles/jour et réserve instantanée, cela donne :

• Environ 150 MWh/MW/an de consommation propre
• 4 300–10 000 €/MW/an de tarifs d’utilisation du réseau, selon leur niveau
• Ce qui correspond à une baisse de revenus de 3 à 8 % environ.