L’incertitude de longue date concernant les frais de réseau en Allemagne se dissipe peu à peu. Le 27 mai 2026, le régulateur BNetzA a publié ses premières orientations sur la refonte complète des frais de réseau, dans le cadre du système 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.

En résumé : un tarif de capacité de 4 à 7 k€/MW/an sans composante liée à l’énergie, un fort effet de droits acquis (« grandfathering ») pour les projets antérieurs à 2029, et une structure tarifaire dynamique que la BNetzA prévoit favorable au stockage. Le cadre final est attendu d’ici la fin 2026.

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

• Ce que le régulateur propose comme mécanisme
• Comment les tarifs de financement peuvent impacter la rentabilité
• Où les batteries gagnent et 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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Points clés à retenir

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

Des frais de capacité faibles, et aucune charge sur l’énergie

Le régulateur a confirmé que l’exonération totale des frais de réseau pour le BESS prendra fin en 2029. Mais le nouveau tarif qui en découle est loin du pire scénario. À partir de 2029, les BESS paieront une redevance de capacité basée sur le financement de 4 à 7 k€/MW/an, sans composante liée à l’énergie. L’exemple de calcul de la BNetzA situe la moyenne mobile sur cinq ans entre 5,38 et 5,65 k€/MW/an.

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

À 4–7 k€/MW/an, le tarif reste largement en deçà des seuils qui remettraient en cause la viabilité économique des projets BESS dans la plupart des cas. Ce n’est pas nul, mais c’est gérable : la modélisation d’avril 2026 de Modo Energy montre qu’un tarif de 7 k€/MW/an n’impacte l’IRR que d’environ 0,5 point pour un actif de 4 heures mis en service en 2030.

La question de conception la plus déterminante était toujours capacité versus énergie. Les frais liés à l’énergie agissent comme une taxe sur chaque cycle, augmentant le spread minimum nécessaire à la rentabilité d’une batterie. Une précédente modélisation de Modo Energy montrait qu’un tarif énergétique de 66,50 €/MWh rognait 4 points d’IRR sur 20 ans pour une batterie non contrainte. Les frais sur l’énergie perturbent aussi directement l’exploitation : les optimiseurs évitent tout cycle qui ne dépasse pas le spread minimum, réduisant le nombre de cycles annuels de façon non linéaire. Cela conduit à de la flexibilité inutilisée, simplement à cause d’un choix de conception de marché — qui a été évité ici en ne facturant que la capacité.

Le droit acquis confirmé : les FID peuvent reprendre

Le pipeline BESS allemand s’est figé début 2026, lorsque la BNetzA a menacé d’introduire des frais de réseau même pour les actifs déjà en exploitation. Les investisseurs ont refusé de s’engager sans certitude sur le régime tarifaire applicable sur 20 ans.

L’annonce d’aujourd’hui lève cette incertitude. La BNetzA confirme un droit acquis complet 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 20 ans à compter de la mise en service, calquée sur le cadre §118 al. 6 EnWG qui régit actuellement l’exonération des frais pour les BESS existants.

Le FID est précisément défini : commandes fermes couvrant environ 50 % du volume d’investissement total, irrévocables sans perte financière majeure, ainsi qu’un engagement de raccordement au réseau. Les projets purement spéculatifs sans engagement d’investissement n’obtiennent aucune protection.

Concrètement, les développeurs peuvent désormais modéliser et financer un business case protégé sur 20 ans. Avec la décision finale AgNes attendue au plus tard début 2027, la fenêtre pour les FID qualifiants est d’environ six mois. Un afflux de FID est donc possible, mais la modération des frais signifie qu’un léger retard ne remet pas en cause la rentabilité.

Les frais de réseau dynamiques arrivent, et la BNetzA prévoit qu’ils profiteront au BESS

La BNetzA a exclu les frais dynamiques du droit acquis. Les projets protégés y seront donc soumis lorsqu’ils s’appliqueront. La logique est simple : les frais dynamiques devraient bénéficier au BESS, et non l’alourdir.

La BNetzA cite des études indépendantes confirmant un effet net positif pour le stockage dans quasiment toutes les régions, . Exclure une source de revenus du droit acquis est donc logique plutôt que préjudiciable.