​La longue incertitude de l’Allemagne concernant les frais de réseau commence à se dissiper. 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 choix de conception majeurs qui, ensemble, représentent un scénario quasi idéal pour le stockage d’énergie par batterie.

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À retenir : une redevance de capacité de 4–7 k€/MW/an sans composante basée sur l’énergie, un fort effet de droits acquis pour les projets avant 2029 et une conception dynamique des tarifs que la BNetzA considère comme globalement positive pour le stockage. Le cadre final 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 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

Pour toute question ou demande d’information complémentaire sur ce sujet, contactez till@modoenergy.com

Points clés à retenir

• Les frais de capacité sont confirmés à 4–7 k€/MW/an, soit environ 10 % des charges de capacité pour les particuliers, sans composante basée sur l’énergie. La modélisation de Modo Energy d’avril 2026 montre qu’un tarif maximal de 7 k€/MW/an n’impacte le TRI que de 0,5 point de pourcentage pour un actif de 4 heures mis en service en 2030.
• Le droit acquis est fort et précisément défini. Un FID avant la décision finale AgNes garantit 20 ans de protection à partir de la mise en service. Les FID mis en pause 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 4–7 k€/MW/an s’appliqueront à toute production supérieure à 30 kW à partir de 2029. Les projets EEG pourront répercuter ce coût via des enchères plus élevées. Les projets PPA auront plus de difficultés à l’intégrer dans leurs contrats existants, ce qui pourrait ralentir le développement solaire.
• La BNetzA s’engage à créer de meilleurs cadres pour les accords de connexion flexibles (FCA) et les frais de raccordement réseau (BKZ) à partir de 2027, afin de résoudre le chevauchement de la double facturation entre les frais dynamiques et les contraintes opérationnelles.

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

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

Cela représente environ 10 % de ce que paient les particuliers en frais de capacité. Le tarif ne couvre qu’une partie des coûts du réseau, celle attribuable aux actifs comme le BESS, et non la totalité du réseau.

À 4–7 k€/MW/an, le tarif reste nettement en dessous des seuils qui mettent en péril la rentabilité des projets BESS dans la plupart des scénarios. Ce n’est pas nul, mais c’est gérable : selon la modélisation d’avril 2026 de Modo Energy, même un tarif maximal de 7 k€/MW/an n’impacte le TRI que de 0,5 point de pourcentage pour un actif de 4 heures mis en service en 2030.

La question de conception la plus déterminante a toujours été capacité versus 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. Les précédentes modélisations de Modo Energy montraient qu’un tarif énergétique de base de 66,50 €/MWh enlève 4 points de pourcentage au TRI sur 20 ans d’une batterie sans contrainte. Les frais énergétiques faussent aussi directement l’exploitation : les optimisateurs sautent tout cycle n’atteignant pas le spread minimum requis, ce qui réduit le nombre de cycles annuels de façon non linéaire. Résultat : de la flexibilité inutilisée simplement à cause d’un choix de conception de marché – évité ici grâce à des frais purement basés sur la capacité.

Le droit acquis est confirmé : les FID peuvent reprendre

Le pipeline BESS allemand s’est arrêté début 2026, quand la BNetzA a menacé d’introduire des frais de réseau même pour les actifs déjà opérationnels. Les investisseurs ont refusé de valider les FID sans certitude sur le régime de frais qui s’appliquerait sur 20 ans.

L’annonce d’aujourd’hui met fin à cette incertitude. La BNetzA confirme le droit acquis complet pour les projets remplissant deux conditions : mise en service avant le 4 août 2029 et FID avant la décision finale AgNes, attendue fin 2026. La protection court sur 20 ans à partir de la mise en service, selon le modèle du §118 al. 6 EnWG qui régit actuellement l’exonération du BESS.

Le FID est précisément défini : commandes fermes couvrant environ 50 % du montant total investi, irrévocables sans perte financière significative, et un engagement ferme de raccordement au réseau. Les projets spéculatifs sans investissement engagé ne sont pas protégés.

Conséquence immédiate : les développeurs peuvent désormais modéliser et financer un business plan protégé sur 20 ans. Avec la décision finale AgNes attendue début 2027 au plus tard, la fenêtre pour obtenir un FID est d’environ six mois. Une ruée sur les FID est désormais possible, même si des frais de réseau modérés signifient qu’un léger retard ne compromet pas la rentabilité du projet.

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

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

La BNetzA cite des études indépendantes confirmant un effet globalement positif pour le stockage dans presque toutes les régions, . Exclure une source de revenus potentielle du droit acquis est logique, et non pénalisant.