​L’incertitude persistante autour des frais de réseau en Allemagne se dissipe peu à peu. Le 27 mai 2026, le régulateur BNetzA a publié ses premières orientations concernant la refonte complète des frais de réseau, le cadre Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom (AgNes). Le régulateur a confirmé cinq choix de conception majeurs qui, pris ensemble, représentent un scénario quasi-idéal pour le stockage d’énergie par batteries.

À retenir : une redevance de capacité de 4 à 7 k€/MW/an sans composante basée sur l’énergie, un fort effet de droits acquis (« grandfathering ») pour les projets antérieurs à 2029, et une conception dynamique des frais que la BNetzA estime globalement 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 :

• Le mécanisme proposé par le régulateur
• L’impact des tarifs de financement sur 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 frais de capacité résidentiels, sans composante basée sur l’énergie. Selon les modélisations de Modo Energy (avril 2026), même un tarif maximal de 7 k€/MW/an n’impacte la TRI que d’environ 0,5 point de pourcentage pour un actif 4h mis en service en 2030.
• Le « grandfathering » est solide 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 « grandfathering », 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 les répercuter via des offres plus élevées en enchères. Les projets PPA supporteront plus difficilement ce surcoût, ce qui pourrait freiner le développement solaire.
• La BNetzA s’engage à améliorer les cadres pour les accords de raccordement flexibles (FCA) et les frais de raccordement (BKZ) dès 2027, afin de résoudre le double comptage entre frais dynamiques et contraintes opérationnelles.

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

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

Cela représente environ 10 % des frais de capacité payés par les clients résidentiels. La redevance ne couvre qu’une partie des coûts du réseau, celle attribuable aux actifs comme le BESS, et non l’ensemble du réseau.

À 4-7 k€/MW/an, la redevance reste nettement en dessous des seuils qui mettraient en péril la rentabilité des projets BESS dans la plupart des cas. Ce n’est pas nul, mais c’est gérable : les modélisations d’avril 2026 de Modo Energy montrent que même un tarif maximal de 7 k€/MW/an n’impacte la TRI que d’environ 0,5 point de pourcentage pour un actif 4h mis en service en 2030.

La question de conception la plus déterminante a toujours opposé capacité et énergie. Les frais basés sur l’énergie agissent comme une taxe sur chaque cycle, augmentant le spread minimal nécessaire au fonctionnement rentable d’une batterie. Les précédentes modélisations de Modo Energy montraient qu’un simple tarif énergétique de 66,50 €/MWh réduit la TRI de 4 points sur 20 ans pour une batterie non contrainte. Les frais énergétiques biaisent aussi directement l’exploitation : les optimiseurs évitent tout cycle qui ne dépasse pas le spread minimal, ce qui réduit le nombre de cycles annuels de façon non linéaire. Cela aboutit à de la flexibilité inutilisée à cause d’un choix de conception de marché – évité ici grâce à des frais uniquement basés sur la capacité.

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

Le pipeline BESS allemand s’était figé début 2026, lorsque la BNetzA avait menacé d’introduire des frais de réseau même pour les actifs déjà en service. Les investisseurs refusaient d’engager un FID sans certitude sur le régime applicable pendant 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, prévue fin 2026. La protection court sur 20 ans à compter de la mise en service, selon le modèle du §118 al.6 EnWG qui régit actuellement l’exonération BESS.

Le FID est précisément défini : commandes fermes couvrant environ 50 % de l’investissement total, irrévocables sans perte financière significative, ainsi qu’un engagement de raccordement au réseau. Les projets spéculatifs sans engagement d’investissement ne sont pas protégés.

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

Les frais dynamiques arrivent et la BNetzA s’attend à ce qu’ils profitent au BESS

La BNetzA a exclu les frais de réseau dynamiques du « grandfathering ». Les projets protégés y seront soumis lorsqu’ils s’appliqueront. La logique est simple : ces frais devraient bénéficier au BESS, non le pénaliser.

La BNetzA cite des études indépendantes confirmant un effet globalement positif pour le stockage dans presque toutes les régions, . Exclure une source de revenus du « grandfathering » est donc logique, et non préjudiciable.