AgNes et MiSpeL : Nouvelles règles pour les parkings de recharge et la recharge bidirectionnelle
L’Agence fédérale des réseaux précise en parallèle la réforme des tarifs des réseaux électriques ainsi que l’intégration sur le marché des systèmes de stockage. À l’avenir, les grands parkings de charge devront payer davantage en fonction de la puissance d’alimentation demandée. La charge bidirectionnelle offre en même temps le cadre escompté pour exempter l’électricité restituée au réseau des tarifs et contributions liés à la consommation.
L’Agence fédérale des réseaux travaille depuis un certain temps à égaliser la charge bidirectionnelle et les batteries stationnaires : l’autorité a désormais mis en consultation la version finale du projet de réforme du système général des redevances de réseau pour l’électricité, abrégé AgNes. Les commentaires sont possibles jusqu’au 18 septembre 2026. La définition cadre devrait être adoptée à la fin de 2026 et précisée en 2027 par d’autres dispositions. À partir de 2029, le nouveau système devrait remplacer le règlement en vigueur sur les redevances de réseau électrique.
Parallèlement, l’autorité a publié un état d’avancement actuel concernant l’intégration des batteries et des points de charge sur le marché, abrégé MiSpeL. Aucune nouvelle consultation n’est associée à cela. Les documents visent plutôt à montrer quelles règles de mesure, d’attribution et de facturation AgNes peut appliquer aux batteries et aux points de charge bidirectionnels.
La puissance de connexion devient plus importante pour les parkings de charge
Pour les clients en basse tension ayant une consommation annuelle maximale de 100 000 kWh, le système reste fondamentalement basé sur un prix de base et un prix variable en fonction de la consommation. Cependant, pour les soi-disant prosumers, une majoration de 70 à 90 % sur le prix de base des frais de réseau est prévue. Dans ce contexte, les prosumers sont ceux qui consomment eux-mêmes l’électricité produite via la même connexion réseau, par exemple grâce à un système photovoltaïque. Une simple borne de charge ne déclenche pas cette majoration.
Pour les connexions en basse tension ayant une consommation annuelle supérieure à 100 000 kWh, ainsi que pour les connexions en haute tension, une capacité de commande devrait être mise en place à l’avenir. L’opérateur détermine ainsi la quantité de puissance réseau qu’il souhaite maintenir en permanence et paie un prix annuel pour cette capacité.
Pour les consommations d’énergie restant dans ce cadre de capacité, le tarif horaire normal AP1 s’applique. Lorsque la puissance commandée est dépassée, l’énergie consommée pendant cette dépassement est facturée au tarif horaire plus élevé AP2. Ce dernier devrait représenter entre 200 et 350 pour cent de AP1.
Cela augmente les incitations économiques pour les parkings de charge rapide et les dépôts électriques à éviter les pics de consommation. Une gestion intelligente de la charge, des systèmes de stockage d’énergie, le « peak shaving » ainsi qu’une régulation temporelle des opérations de charge peuvent aider à se passer d’une capacité de commande plus importante. Cependant, l’impact concret de cette réforme sur les coûts de charge dépend des prix qui seront fixés ultérieurement, du niveau d’utilisation du site et de son profil de consommation.
Pour les connexions au réseau nouvellement mises en service, le projet prévoit un calcul rétrospectif de la facturation au cours de la première année civile. La capacité d’achat optimale est déterminée en fonction du fonctionnement réel. Cette règle spéciale ne s’applique pas automatiquement aux parkings de charge connectés à des connexions existantes.
Les subventions aux coûts de construction, tout aussi importantes, ne font pas partie d’AgNes. Elles sont traitées par l’Autorité fédérale des réseaux selon une procédure distincte.
MiSpeL attribue les quantités d’électricité au point de charge
MiSpeL a pour but de déterminer quelles quantités d’électricité mesurées, provenant des batteries et des points de charge bidirectionnels, peuvent être prises en compte pour les privilèges de répartition prévus par la loi sur le financement de l’énergie ou pour la prime de marché EEG. Ces règles s’appliquent expressément aux points de charge publics et non publics.
L’option dite de délimitation est basée sur des valeurs toutes les quinze minutes. La consommation et l’alimentation électrique sont alors calculées l’une par rapport à l’autre pour chaque mois calendaire. Elle convient également aux configurations plus complexes comprenant des installations photovoltaïques, des batteries stationnaires, des consommateurs et des points de charge bidirectionnels.
Une option forfaitaire simplifiée est prévue pour certaines combinaisons d’installations comprenant des panneaux solaires d’une puissance totale maximale de 30 kWp. Les batteries et les points de charge bidirectionnels concernés doivent être associés aux installations de production pertinentes afin d’être intégrés au marché direct. L’utilisation de cette option est en outre soumise à l’approbation de la Commission européenne en matière d’aides publiques.
Une particularité des batteries mobiles est ce qu’on appelle le courant étranger. Lorsqu’un véhicule consomme, en un mois, plus d’énergie à un point de charge que ce qu’il y a absorbé, au moins la différence est considérée comme du courant chargé ailleurs. Cette quantité ne peut être ni classée comme de l’énergie solaire éligible aux subventions, ni compensée avec la consommation du réseau en ce lieu. MiSpeL évalue généralement le point de charge et non un véhicule spécifique. Ainsi, différents véhicules peuvent utiliser le même point de charge bidirectionnel.
Allègement pour le Vehicle-to-Grid
Pour la charge bidirectionnelle, ces deux méthodes se complètent : MiSpeL fournit les règles de calcul permettant de déterminer le courant électrique provenant du réseau, soit précédemment consommé, soit ultérieurement restitué. AgNes prévoit d’exonérer cette quantité restituée des tarifs de service liés à la consommation, à condition qu’elle puisse être clairement délimitée du point de vue des mesures. Les points de charge bidirectionnels sont ainsi assimilés aux systèmes de stockage stationnaires connectés à une installation. C’est ce que le secteur exigeait déjà depuis longtemps.
Cela vise à empêcher que l’électricité, qui n’est stockée que dans le véhicule avant d’être renvoyée au réseau, soit traitée du point de vue des tarifs réseaux comme une électricité consommée définitivement. Cependant, cela n’implique pas une exemption totale des frais de réseau : la capacité d’accès partagée reste soumise à des coûts. Le courant de fonctionnement ainsi que les pertes non privilégiées restent également considérés comme une consommation finale assujettie à des frais. Contrairement à certains systèmes de stockage stationnaires, aucun privilège particulier n’est prévu pour répartir les pertes de stockage entre les points de charge.
Au départ, AgNes ne crée pas de nouvelles redevances de réseau à court terme, adaptées en temps réel à la situation du réseau, pour les consommateurs finaux ordinaires. Le module 3 existant, variable dans le temps et destiné aux appareils de consommation contrôlables conformément au paragraphe 14a de l’EnWG, reste en vigueur. En revanche, des redevances de réseau dynamiques devraient être introduites entre 2030 et 2033 pour les batteries situées aux niveaux de réseau et de transformation 1 à 5. À terme, cela pourrait également concerner de plus grands parcs de charge bidirectionnels ou des sites de flotte.
D’après l’état actuel du projet MiSpeL, qui n’est pas encore définitif, cette réglementation entrera en vigueur le 1er octobre 2026. Cependant, son application ne sera possible avant le 30 septembre 2027 qu’avec l’accord du gestionnaire du réseau et de la mesure concerné. AgNes devrait constituer à partir de 2029 le cadre futur des redevances de réseau.
Dans leur combinaison, AgNes et MiSpeL éliminent ainsi un obstacle réglementaire majeur pour le Vehicle-to-Grid : il devient possible d’identifier l’électricité redirigée vers le réseau et de la soustraire de certaines charges dépendantes du volume. Cependant, la rentabilité reste conditionnée par les techniques de mesure, la commercialisation de cette flexibilité et surtout par la gestion de la capacité d’interconnexion coûteuse.
La flexibilité devrait devenir davantage rentable à l’avenir
En termes simples, MiSpeL détermine quelles quantités d’électricité, lors du chargement bidirectionnel, sont considérées comme une consommation et lesquelles ne représentent que de l’électricité temporairement stockée avant d’être restituée au réseau. AgNes décide ensuite des redevances de réseau qui s’appliquent. Cela vise à éviter que l’électricité, lors du chargement et de sa redirigée vers le réseau, ne soit doublement grevée par des coûts liés au volume.