Réforme des tarifs de réseau en Allemagne 2029 : quelles conséquences AgNes pour les entreprises et les systèmes de stockage d’énergie par batteries ?
Le dernier projet de loi allemand AgNes transforme la capacité du réseau en une décision de coût que les opérateurs commerciaux et industriels et les gestionnaires de systèmes de stockage par batteries ne peuvent plus ignorer.
À partir de 2029, les gros consommateurs d'électricité pourraient devoir choisir une capacité de facturation annuelle et payer un tarif plus élevé pour l'électricité consommée au-delà de ce seuil. Les nouveaux projets de systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) autonomes, raccordés au réseau, pourraient quant à eux être soumis à une redevance de réseau basée sur la capacité, tandis que des redevances de réseau dynamiques pour le stockage raccordé à moyenne tension ou plus devraient être mises en place entre 2030 et 2033.
AgNes fait toujours l'objet de consultations. Les règles et tarifs définitifs sont susceptibles d'évoluer.
Comment AgNes modifierait les frais de réseau pour les sites commerciaux et industriels
Aujourd'hui, de nombreux consommateurs industriels et commerciaux en Allemagne paient un tarif de réseau basé sur la demande, appelé Leistungspreis . Selon ce modèle, le tarif est principalement déterminé par la consommation maximale mesurée sur le site au cours de l'année, ce qui signifie qu'un pic de consommation, même bref, peut faire augmenter le tarif annuel appliqué.
Le projet AgNes remplacerait ce modèle de facturation. Les consommateurs raccordés au réseau basse tension, ainsi que les sites basse tension consommant plus de 100 000 kWh par an, seraient facturés en fonction d'un niveau de capacité annuel en kW, appelé Bestellkapazität, basé sur la demande prévue pour l'année à venir. Toutes les 15 minutes, l'électricité prélevée sur le réseau dans la limite du niveau réservé serait facturée au tarif AP1, et la part excédant ce niveau au tarif AP2. Les tarifs AP1 et AP2 sont des tarifs énergétiques exprimés en ct/kWh, le tarif AP2 étant proposé entre 200 % et 350 % du tarif AP1.
Le projet établit un compromis en matière de coûts : réserver une plus grande capacité augmente la redevance annuelle fixe de capacité, mais permet de maintenir une plus grande quantité d’électricité prélevée sur le réseau au sein de la zone AP1 ; réserver une capacité moindre réduit la redevance fixe, mais expose une plus grande quantité d’électricité prélevée sur le réseau à la zone AP2.
Le bon choix consiste donc non plus à éviter tous les pics, mais à décider activement quels pics il est économique de gérer, de déplacer ou simplement d'accepter.
Le dernier projet de loi allemand AgNes transforme la capacité du réseau en une décision de coût que les opérateurs commerciaux et industriels et les gestionnaires de systèmes de stockage par batteries ne peuvent plus ignorer.
À partir de 2029, les gros consommateurs d'électricité pourraient devoir choisir une capacité de facturation annuelle et payer un tarif plus élevé pour l'électricité consommée au-delà de ce seuil. Les nouveaux projets de systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) autonomes, raccordés au réseau, pourraient quant à eux être soumis à une redevance de réseau basée sur la capacité, tandis que des redevances de réseau dynamiques pour le stockage raccordé à moyenne tension ou plus devraient être mises en place entre 2030 et 2033.
AgNes fait toujours l'objet de consultations. Les règles et tarifs définitifs sont susceptibles d'évoluer.
Comment AgNes modifierait les frais de réseau pour les systèmes d'énergie par batterie autonomes (BESS)
En Allemagne, les projets de systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) autonomes bénéficient actuellement d'une exemption de 20 ans des frais d'accès au réseau pour l'électricité prélevée à des fins de stockage, conformément à l'article 118(6) de la loi allemande sur le stockage d'énergie (EnWG). Le projet de loi AgNes prévoit la suppression progressive de ce traitement pour les nouveaux projets et l'introduction d'une structure tarifaire spécifique.
Selon le projet actuel, les projets encore en développement ne conserveraient l'exemption que s'ils atteignent la décision finale d'investissement (FID) avant l'annonce de la décision AgNes — actuellement prévue pour le 1er janvier 2027 — et entrent en service au plus tard le 4 août 2029. La FID doit également être constatée auprès du gestionnaire de réseau concerné au plus tard le 31 mars 2027.
Selon le projet, les projets non exemptés devront s'acquitter d'une redevance annuelle fixe de raccordement au réseau, calculée sur la base de la capacité de raccordement contractuelle, à compter du 1er janvier 2029, ou de la date de mise en service si celle-ci est postérieure. Par ailleurs, des redevances de réseau dynamiques sont prévues entre 2030 et 2033 pour les systèmes de stockage raccordés à moyenne tension ou à une tension supérieure. Cette disposition ne se limite pas aux projets de stockage d'énergie par batterie (BESS) autonomes soumis à la nouvelle redevance fixe de capacité.
Comment AgNes modifie ses décisions opérationnelles
Pour les sites commerciaux et industriels, la principale difficulté réside dans le fait que la capacité réservée doit être sélectionnée avant le début de l'année, tandis que le coût final dépend de l'exploitation réelle du site tout au long de l'année. Une même capacité réservée peut engendrer des frais de réseau très différents selon la fréquence des dépassements de la demande, leur durée et la quantité d'électricité consommée au-delà du seuil.
Les opérateurs devraient donc traduire la production prévue, la croissance de la charge et l'électrification planifiée en une décision annuelle de capacité, puis gérer la demande réelle en fonction de ce niveau pendant l'exploitation. Par exemple, en cas de dépassement prévu, le site doit décider s'il convient de décaler la consommation flexible , de décharger la batterie, de réduire une charge non critique ou d'accepter le mode AP2, car le maintien de la production est plus important.
Pour les systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) autonomes, la redevance de capacité de 2029 représente principalement un coût annuel prévisible basé sur la capacité de raccordement au réseau. Le changement opérationnel majeur réside dans la tarification dynamique du réseau, prévue pour les raccordements moyenne tension et haute tension entre 2030 et 2033. Cette tarification variant selon le moment et le lieu, un programme de charge ou de décharge rentable sur les marchés de gros ou des services auxiliaires pourrait devenir plus ou moins attractif. Les opérateurs devront percevoir la redevance applicable avant la fermeture du marché de l'électricité du lendemain et l'intégrer à leur processus de répartition, au même titre que les engagements de marché, les limites de raccordement et la disponibilité des batteries.
Ce que les nouvelles règles signifient concrètement
Pour gérer efficacement ces décisions, il faut bien plus qu'un simple reporting énergétique rétrospectif. Les opérateurs ont besoin de prévisions fiables, de données de compteurs à intervalles réguliers et d'une surveillance en temps réel au niveau du raccordement au réseau, ainsi que d'un système de contrôle capable de coordonner les ressources flexibles ou de traduire les variations du marché en consignes de batterie. Un système de gestion de l'énergie (EMS) peut intégrer ces données dans un flux de travail unique et exécuter les priorités opérationnelles localement , au lieu de se contenter d'afficher la consommation énergétique.
Ce que les opérateurs peuvent préparer avant 2029
Bien que les niveaux tarifaires définitifs puissent évoluer, AgNes indique une orientation claire : les coûts du réseau dépendront davantage de la planification des capacités et de la flexibilité d’exploitation. Les opérateurs peuvent donc privilégier quatre mesures pratiques :
- Confirmez la structure de raccordement au réseau et de comptage pertinente, puis établissez une base de référence à partir des données d'importation et d'exportation de 15 minutes, de la capacité de raccordement au réseau contractée et des nouvelles charges ou actifs prévus.
- Pour les sites C&I, comparez plusieurs options de Bestellkapazität par rapport à la demande prévue et à l'exposition potentielle à l'AP2.
- Évaluer si le site a besoin – ou dispose déjà – d’un système de gestion de l’énergie capable de prévoir les dépassements de capacité, de surveiller le raccordement au réseau, de coordonner les batteries et les charges flexibles, et de recevoir des signaux tarifaires ou de marché externes.
- Pour les systèmes BESS autonomes, inclure les frais de capacité proposés dans le modèle de projet, vérifier si la décision finale d'investissement (FID) et les dates de mise en service sont admissibles à une protection transitoire et préparer les preuves de la FID à soumettre à l'opérateur de réseau concerné avant le 31 mars 2027, le cas échéant.
Se préparer pour 2029 commence par comprendre l'utilisation du raccordement au réseau et la capacité du site à s'adapter aux variations de coûts et aux contraintes. Contactez enjoyelec pour découvrir comment iEMS peut centraliser la surveillance du réseau, les prévisions et la gestion coordonnée des actifs pour les projets commerciaux et industriels ainsi que pour les systèmes de stockage d'énergie par batterie autonomes.
