L’incertitude persistante de l’Allemagne concernant les frais de réseau commence enfin à se dissiper. Le 27 mai 2026, le régulateur BNetzA a publié ses premières orientations concernant la refonte complète des tarifs d’accès au réseau, dans le cadre du dispositif Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom (AgNes). Le régulateur a confirmé cinq grands choix de conception qui, ensemble, représentent un scénario quasi-idéal pour le stockage d’énergie par batteries.

À retenir : un tarif de capacité de 4 à 7 k€/MW/an sans composante basée sur l’énergie, un fort effet de « grandfathering » pour les projets avant 2029, et une tarification dynamique que la BNetzA prévoit positive pour le stockage. Le cadre définitif est attendu d’ici fin 2026.

Il s’agit du quatrième article de la série de Modo Energy sur les frais de réseau allemands :

• Ce que le régulateur a proposé comme mécanisme
• Comment le financement des tarifs peut impacter la rentabilité
• Où les batteries gagnent ou perdent avec la tarification dynamique
• Ce que la dernière mise à jour de la BNetzA signifie pour les batteries et les investisseurs

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À retenir

• Les frais de capacité sont confirmés entre 4 et 7 k€/MW/an, soit environ 10 % des charges de capacité pour les particuliers, sans composante énergétique. La modélisation d’avril 2026 de Modo Energy montre qu’un tarif maximal de 7 k€/MW/an n’impacte le TRI que d’environ 0,5 point de pourcentage pour un actif de 4 heures mis en service en 2030.
• Le « grandfathering » est solide et précisément défini. Une décision finale d’investissement (FID) avant la décision finale AgNes garantit 20 ans de protection à compter de la mise en service. Les FID suspendues depuis début 2026 peuvent reprendre immédiatement.
• Les frais de réseau dynamiques sont exclus du « grandfathering », mais la BNetzA et des études indépendantes confirment qu’ils seront globalement favorables au stockage.
• Des frais de génération de 4 à 7 k€/MW/an s’appliqueront à toute production supérieure à 30 kW à partir de 2029. Les projets EEG pourront les compenser par des offres plus élevées aux enchères. Les projets PPA auront plus de difficultés à répercuter ces coûts dans les contrats existants, ce qui pourrait ralentir le développement solaire.
• La BNetzA s’engage à créer de meilleurs cadres pour les accords de raccordement flexibles (FCA) et les frais de raccordement réseau (BKZ) à partir de 2027, afin de traiter le double paiement entre frais dynamiques et contraintes opérationnelles.

Des frais de capacité faibles, sans charges basées sur l’énergie

Le régulateur a confirmé à nouveau que l’exonération totale des frais de réseau pour les BESS prendra bien fin en 2029. Mais la nouvelle tarification qui en résulte est loin du pire scénario. À partir de 2029, les BESS paieront un tarif de capacité basé sur le financement de 4 à 7 k€/MW/an, sans composante énergétique. L’exemple de calcul de la BNetzA indique une moyenne mobile sur cinq ans de 5,38 à 5,65 k€/MW/an.

Cela représente environ 10 % de ce que paient les clients résidentiels en charges de capacité. Le tarif ne couvre qu’une partie des coûts du réseau, attribuée aux actifs comme les BESS, et non l’ensemble du réseau.

À 4–7 k€/MW/an, le tarif reste bien en dessous des seuils qui rendraient les projets BESS non viables dans la plupart des scénarios. Ce n’est pas nul, mais c’est acceptable : la modélisation d’avril 2026 de Modo Energy montre qu’un tarif maximal de 7 k€/MW/an n’impacte le TRI que d’environ 0,5 point pour un actif de 4 heures mis en service en 2030.

La question de conception la plus importante a toujours été : capacité ou énergie ? Les frais basés sur l’énergie agissent comme une taxe sur chaque cycle, augmentant le spread minimum nécessaire pour qu’une batterie soit rentable. Une précédente modélisation de Modo Energy montrait qu’un tarif énergétique de base de 66,50 €/MWh fait baisser le TRI de 4 points sur 20 ans pour une batterie non contrainte. Les frais énergétiques perturbent aussi directement l’exploitation : les optimiseurs évitent tout cycle qui ne franchit pas le spread minimum, réduisant le nombre de cycles annuels de façon non linéaire. Cela entraîne une flexibilité inutilisée uniquement à cause d’une décision de conception du marché – ce qui a été évité en optant pour une tarification basée sur la capacité.

Le « grandfathering » est confirmé : les FID peuvent reprendre dès maintenant

La filière BESS allemande était à l’arrêt début 2026, lorsque la BNetzA a menacé d’introduire des frais de réseau même pour les actifs déjà en service. Les investisseurs refusaient d’engager des FID sans certitude sur le régime tarifaire applicable sur 20 ans.

L’annonce d’aujourd’hui met fin à cette incertitude. La BNetzA confirme un « grandfathering » total pour les projets remplissant deux conditions : mise en service avant le 4 août 2029 et FID avant la décision finale AgNes fin 2026. La protection court pendant 20 ans à compter de la mise en service, calquée sur le cadre du §118 Abs. 6 EnWG qui régit actuellement l’exonération des BESS.

Le FID est précisément défini : commandes fermes couvrant environ 50 % du montant total investi, irrévocables sans perte financière significative, plus un engagement ferme de raccordement au réseau. Les projets spéculatifs sans engagement d’investissement ne bénéficient d’aucune protection.

Concrètement, cela signifie que les développeurs peuvent désormais modéliser et financer un business plan protégé sur 20 ans. Avec une décision finale AgNes attendue au plus tard début 2027, la fenêtre pour les FID qualifiants est d’environ six mois. Une ruée sur les FID est désormais possible, même si des frais de réseau modérés font qu’un léger retard sur le FID ne remet pas en cause la viabilité du projet.

Des frais de réseau dynamiques arrivent, et la BNetzA prévoit qu’ils profiteront aux BESS

La BNetzA a exclu les frais de réseau dynamiques du « grandfathering ». Les projets protégés y seront tout de même soumis le moment venu. La logique est simple : ces frais devraient bénéficier aux BESS, et non les pénaliser.

La BNetzA cite des études indépendantes confirmant une issue positive pour le stockage dans quasiment toutes les régions, . Exclure une source de revenus nets de la protection « grandfathering » est donc logique, et non préjudiciable.