Article 14a EnWG : appareils pilotables et tarifs d’acheminement

Une pompe à chaleur installée aujourd'hui en Allemagne est soumise à une condition : si le réseau local basse tension est surchargé, le gestionnaire du réseau de distribution (DSO) peut réduire sa puissance prélevée. La même règle s'applique à une nouvelle borne de recharge, installation de refroidissement ou batterie. En contrepartie, le tarif d'acheminement est réduit ; le bénéfice effectivement transmis au propriétaire dépend du contrat de fourniture d'électricité.

La base légale est l'article 14a de la loi sur l'énergie (Energiewirtschaftsgesetz, EnWG). La Bundesnetzagentur en a précisé les modalités dans deux décisions : BK6-22-300 pour le pilotage et BK8-22/010-A pour les tarifs d'acheminement.

Rôle de l'article 14a

Le DSO peut réduire le prélèvement sur le réseau des appareils pilotables lorsqu'un problème de courant ou de tension menace son réseau basse tension. Il doit fonder cette décision sur une évaluation de l'état du réseau. La décision BK6-22-300 présume l'évaluation suffisante si elle utilise des données à la minute provenant d'au moins 15 % des raccordements de la zone, ou d'au moins 7 % de ceux-ci plus les départs du transformateur.

En contrepartie, le DSO ne peut ni refuser ni retarder le raccordement d'un appareil concerné pour insuffisance de capacité du réseau. Le pilotage est un moyen temporaire de gérer la congestion. Le devoir de renforcer le réseau reste à sa charge.

La limite concerne uniquement la puissance prélevée sur le réseau public. Le DSO ne peut pas limiter les charges domestiques non concernées ni exiger qu'une installation photovoltaïque ou une batterie exporte de l'énergie.

Appareils concernés

Un appareil est concerné lorsque les quatre conditions suivantes sont réunies :

1. Il est raccordé directement ou indirectement en basse tension (niveau de réseau 6 ou 7).
2. Sa puissance de raccordement dépasse 4,2 kW. Un appareil exactement à 4,2 kW n'est pas concerné.
3. Il appartient à une catégorie visée.
4. Il a été mis en service le 1er janvier 2024 ou après, ou son exploitant l'a fait entrer dans le nouveau régime.

Les catégories visées sont :

• les points de recharge de véhicules électriques non accessibles au public ;
• les pompes à chaleur, y compris leurs chauffages auxiliaires ou de secours ;
• les équipements de refroidissement des locaux ;
• les batteries, pour leur prélèvement sur le réseau. Une batterie techniquement capable de se charger depuis le réseau est concernée même si elle est réglée pour se charger uniquement au photovoltaïque.

Une borne monophasée de 3,7 kW (16 A) n'est pas concernée. Une borne triphasée de 11 kW (16 A par phase) l'est.

Les pompes à chaleur et les unités de refroidissement sont regroupées par exploitant. Si plusieurs pompes à chaleur du même exploitant se trouvent derrière un raccordement, leurs puissances s'additionnent. Dès que la somme dépasse 4,2 kW, le groupe compte comme un seul appareil pilotable. Les unités de refroidissement sont regroupées de la même manière, dans une catégorie distincte. Les appareils d'exploitants différents n'ont pas à être regroupés. Deux pompes à chaleur de 3 kW relevant d'un même exploitant constituent donc un appareil de 6 kW. Les bornes ne sont pas regroupées. Les batteries pouvant fonctionner indépendamment ne le sont pas non plus ; celles qui ne peuvent fonctionner qu’ensemble comptent comme une seule installation de stockage, dont la puissance de raccordement cumulée peut la faire entrer dans le champ de l’article 14a.

Certaines installations sont dispensées de participation :

• les points de recharge utilisés par les services d'urgence bénéficiant de droits spéciaux selon l'article 35 du code de la route allemand (StVO) ;
• les pompes à chaleur et appareils frigorifiques qui ne chauffent ni ne refroidissent des espaces résidentiels, bureaux ou autres locaux occupés, par exemple le froid de procédé ou des équipements d'infrastructure critique ;
• les appareils dont il est démontré qu'ils ne peuvent pas être pilotés, ni rendus pilotables à coût raisonnable, s'ils sont mis en service avant le 31 décembre 2026.

La deuxième exemption compte pour les sites commerciaux et industriels. Un groupe froid destiné à un procédé de fabrication est hors du périmètre de l'article 14a. Une pompe à chaleur qui chauffe les bureaux du même site y entre.

Installations existantes

Les appareils mis en service avant le 1er janvier 2024 suivent les règles transitoires des deux décisions :

• S'ils bénéficient d'un tarif d'acheminement réduit selon l'ancien article 14a, l'accord existant court jusqu'au 31 décembre 2028. À partir du 1er janvier 2029, un appareil concerné passe au nouveau régime. L'exploitant peut anticiper ce passage, qui est irréversible.
• Pour les radiateurs électriques à accumulation nocturne bénéficiant de l'ancienne réduction, l'accord existant continue tant que l'appareil fonctionne sans changement. Ils n'entrent pas dans le nouveau régime.
• Pour les autres types d'appareils bénéficiant de l'ancienne réduction, l'accord prend fin le 31 décembre 2028. Ils ne peuvent pas entrer dans le nouveau régime.
• Sans réduction antérieure du tarif d'acheminement, les nouvelles règles ne s'appliquent pas. L'exploitant peut choisir d'y adhérer, décision également irréversible.

Une modification substantielle d'un appareil existant peut en faire une nouvelle installation. Pour la Bundesnetzagentur, une modification est substantielle si la performance de l'appareil change sensiblement ou si son usage change. Une pompe à chaleur remplacée est normalement traitée comme une nouvelle installation.

Puissance minimale pendant le pilotage

L'exploitant choisit, appareil par appareil, entre deux méthodes :

• Pilotage direct : le DSO envoie à un appareil une consigne de puissance maximale prélevée.
• Pilotage par système de management de l'énergie (EMS) : le DSO envoie une consigne unique pour tous les appareils raccordés à l'EMS. Celui-ci répartit la puissance entre eux selon le choix de l'exploitant.

Dans les deux cas, la consigne est un plafond. L'appareil peut consommer moins.

En pilotage direct, la puissance minimale est de 4,2 kW par appareil. Pour une pompe à chaleur ou un équipement de refroidissement (ou un groupe) de plus de 11 kW, elle est égale à 0,4 × sa puissance nominale.

Avec un EMS, la puissance minimale est :

Pmin = 4,2 kW + (n − 1) × GZF × 4,2 kW

Ici, n est le nombre d'appareils pilotables sur l'EMS et GZF est le facteur de simultanéité. Si une pompe à chaleur ou une unité de refroidissement de plus de 11 kW est raccordée à l'EMS, le premier terme change. Il devient la plus grande des deux valeurs suivantes : 0,4 × la puissance totale des pompes à chaleur ou 0,4 × la puissance totale des unités de refroidissement.

La limite EMS concerne la puissance prélevée sur le réseau. La production PV et la décharge de batterie derrière le raccordement ne sont pas limitées. Pendant un événement, la pompe à chaleur du troisième exemple peut prendre 7 kW sur le réseau tandis que la borne se charge au photovoltaïque.

Si un appareil ne peut pas réduire exactement sa puissance à la consigne, il doit passer au niveau inférieur accessible. Pour un compresseur à vitesse fixe incapable de fonctionner à 4,2 kW, ce niveau peut être l'arrêt.

Si une limite relevant de l'article 14a entre en conflit avec une autre consigne, par exemple un tarif dynamique ou un ordre de centrale électrique virtuelle, elle prévaut. L'exploitant doit s'assurer que le matériel applique cette priorité.

Durée et pilotage préventif

Le pilotage ne dure que pendant le problème de réseau. Le DSO doit le déclencher sans délai, par l'intermédiaire de l'exploitant du point de comptage, après avoir évalué l'état du réseau. La décision BK6-22-300 présume qu'un délai de cinq minutes satisfait cette exigence. L'appareil doit appliquer la commande sans délai. À la fin de l'événement, le DSO rétablit la puissance par paliers afin que le retour des charges ne provoque pas une nouvelle surcharge.

Un DSO qui ne peut pas encore évaluer l'état de son réseau à partir de mesures peut appliquer un pilotage préventif fondé sur les données de planification. Celui-ci est limité à deux heures par jour. Dans chaque zone du réseau, il est permis pendant 24 mois à compter de sa première utilisation et doit prendre fin au plus tard le 31 décembre 2028. La puissance minimale reste applicable. Ces limites ne concernent que le pilotage préventif ; le pilotage fondé sur l'état réel n'a pas de maximum journalier fixe.

Modules de réduction du tarif d'acheminement

La réduction porte sur le tarif d'acheminement du réseau, pas sur le prix de l'énergie du fournisseur. Celui-ci doit faire apparaître séparément la réduction du module 1 sur la facture. Cette mention ne l’oblige pas, à elle seule, à répercuter la réduction au client final dans tous les contrats de fourniture existants.

Module 1 : réduction forfaitaire annuelle

Le module 1 est le choix par défaut. La réduction annuelle est :

réduction = 80 EUR + 3 750 kWh × tarif d'acheminement variable BT × 0,2

Les 80 EUR correspondent à la part de l'exploitant dans les plafonds tarifaires du compteur communicant (50 EUR) et du boîtier de commande (30 EUR). Le second terme est le « bonus de stabilité ». Il suppose une consommation moyenne de 3 750 kWh par appareil et par an. Avec un tarif d'acheminement brut de 8 ct/kWh, la réduction atteint 80 + 60 = 140 EUR par an. Selon la Bundesnetzagentur, elle se situe entre environ 110 et 190 EUR suivant la zone de réseau.

Le module 1 est accordé par point de marché, pas par appareil. Il ne nécessite pas de compteur séparé et ne peut pas ramener le tarif d'acheminement de ce point sous zéro.

Module 2 : tarif variable ramené à 40 % sur un compteur séparé

Le module 2 ramène le tarif d'acheminement variable à 40 % du tarif BT normal du DSO. Celui-ci ne facture pas de part fixe à ce point de marché. L'appareil doit être mesuré séparément et facturé à son propre point de marché, sans mesure enregistrée de la puissance appelée. L'exploitant doit choisir expressément le module 2.

Seul le module 2 exige un compteur séparé. Avec les modules 1 et 3, l'appareil peut partager le compteur domestique.

Module 3 : tarif d'acheminement variable selon l'heure

Depuis le 1er avril 2025, un exploitant bénéficiant du module 1 peut y ajouter le module 3. Il nécessite un système de comptage intelligent, composé d'un compteur communicant et d'un Smart Meter Gateway, et n'est pas cumulable avec le module 2. Il s'applique à toute la consommation du point de marché.

Le module 3 comporte trois niveaux tarifaires :

• Élevé (HT) : au moins deux heures par jour, au plus le double du tarif standard.
• Standard (ST) : tarif d'acheminement variable normal.
• Bas (NT) : entre 10 % et 40 % du tarif standard.

Le DSO applique les niveaux HT et NT au moins deux trimestres dans l'année. Le tarif standard s'applique aux autres périodes. Le DSO publie les trimestres, plages horaires et prix dans sa grille de l'année précédente. Les niveaux sont conçus pour qu'un foyer au profil de charge standard H0 paie autant qu'en l'absence du module 3. Ce module n'apporte donc une économie que si la consommation est déplacée vers les plages à bas tarif.

Choisir un module

Comparez le module 1 aux économies du module 2 :

• Module 1 : 80 + 750 × tarif d'acheminement variable (EUR/kWh).
• Module 2 : 0,6 × consommation annuelle de l'appareil × tarif variable, plus la part fixe évitée, moins le coût annuel du deuxième point de comptage.

Enregistrement et chaîne de commande

Selon l'article 19(2) de la NAV, l'exploitant doit informer le DSO avant la mise en service d'un appareil pilotable. Il doit aussi déclarer à l'avance les modifications prévues de puissance et la mise hors service définitive. À l'enregistrement, il choisit pour chaque appareil le pilotage direct ou par EMS.

L'article 14a(4) EnWG impose que la commande passe par le Smart Meter Gateway une fois le point de mesure équipé d'un système de comptage intelligent. Un exploitant du point de comptage recourant au déploiement agile peut reporter cette obligation jusqu'à la mise à jour applicative du Gateway.

Dans la chaîne réglementée, l'exploitant du point de comptage installe et relie le Smart Meter Gateway et un boîtier de commande FNN (Steuerbox). L'installateur prépare le câble entre le boîtier et le point de livraison de la commande. Celui-ci comporte l'une de deux interfaces. Les TMA d'e-netz Südhessen, prises ici comme exemple, les décrivent ainsi :

• Numérique : prise RJ45 avec câble au moins Cat 5 vers l'appareil ou l'EMS. L'appareil ou l'EMS doit appliquer VDE-AR-E 2829-6-1. La Bundesnetzagentur recommande EEBUS comme norme industrielle minimale.
• Analogique : bornier de commande à six bornes. Une borne porte le signal commuté de l'appareil pilotable. Trois autres portent les ordres d'injection à 60 %, 30 % et 0 % pour la production. Le boîtier les commande par contacts normalement ouverts et libres de potentiel, de 5 à 250 V et 1 A.

Un contact n'a que deux états : l'interface analogique fait donc passer l'appareil entre fonctionnement libre et puissance minimale. EEBUS transmet une consigne en watts. En pilotage direct de plusieurs appareils, chacun a besoin de sa propre interface ; l'installateur ajoute donc des relais de couplage ou un commutateur réseau. C'est pourquoi les DSO recommandent un EMS lorsqu'un site comprend plusieurs appareils.

Dans ces TMA, le Smart Meter Gateway et le boîtier de commande sont alimentés côté non compté. Le bornier et les éventuels relais de couplage sont alimentés côté compté.

Modes de défaillance

Le DSO doit documenter chaque événement de pilotage : évaluation de l'état du réseau, appareils visés, ampleur et durée de la réduction. L'exploitant doit pouvoir démontrer, au cas par cas, que chaque réduction a été exécutée. Les deux conservent ces preuves au moins deux ans. La Bundesnetzagentur peut les demander ; le DSO peut demander celles de l'exploitant s'il a des doutes justifiés. Testez les cinq défauts suivants :

1. Contact inversé ou mal câblé. L'appareil est limité en permanence. Une borne reste à 6 A par phase à chaque recharge. Une batterie automobile de 60 kWh met alors environ 14 heures à se remplir au lieu d'environ 5.
2. Communication EEBUS perdue. Dans le cas d'usage EEBUS « Limitation of Power Consumption », un appareil qui ne reçoit aucun signal de présence du boîtier pendant 120 secondes passe à sa limite de secours. Il y reste pendant une durée minimale configurée de 2 à 24 heures. Un signal LTE faible dans le coffret du compteur peut donc limiter une pompe à chaleur pendant des heures sans aucune commande du DSO.
3. Commande reçue, non appliquée. Le contact change d'état ou la limite EEBUS arrive, mais la configuration de la borne ignore l'entrée. L'installation n'est pas conforme et rien du côté DSO ne le révèle.
4. Consigne concurrente. Un optimiseur tarifaire ou un agrégateur augmente la charge pendant l'événement. BK6-22-300 donne la priorité à la limite de l'article 14a.
5. Mesure au mauvais endroit. Sous pilotage EMS, un sous-compteur sur la pompe à chaleur lit 7 kW pendant l'événement. C'est plus que 4,2 kW, mais à l'intérieur du plafond de 10,5 kW du groupe. En pilotage direct, un sous-compteur lit 5 kW sur le circuit de la borne parce qu'il mesure aussi une prise de garage. Aucun des deux relevés ne prouve une non-conformité. La limite concerne uniquement la puissance prélevée sur le réseau par les appareils pilotables.

Testez la chaîne à la mise en service. Demandez à l'exploitant du point de comptage une commande d'essai. Vérifiez que la puissance de l'appareil tombe à la valeur prévue puis revient. Demandez comment le boîtier réagit à la perte de sa liaison et consignez la limite et la durée de secours configurées dans l'appareil.

Les DSO publient aussi chaque mois des données sur les zones où une commande a été appliquée : nombre d'appareils pilotés, réduction moyenne de puissance et durée totale, par code postal du poste de transformation, au plus tard le 15 du mois suivant. Si vos données de circuit indiquent une limitation pendant un mois sans événement publié pour votre zone, recherchez les défauts 1 ou 2.

Mesurer un événement de pilotage

Le journal du DSO montre la commande ; le compteur de facturation détermine le tarif d'acheminement. Aucun des deux ne montre la réaction de l'appareil lui-même. Une mesure sur le circuit comble cette lacune. Les produits EpiSensor apportent un suivi opérationnel complémentaire à une installation relevant de l'article 14a. Le Smart Meter Gateway certifié, le boîtier de commande et le compteur de facturation sont fournis par l'exploitant du point de comptage et le DSO, qui déterminent aussi l'éligibilité à un module de réduction tarifaire.

Un moniteur électrique ZEM sur le circuit de la borne ou de la pompe à chaleur mesure le courant, la tension et la puissance de chaque phase. Il transmet sur le réseau maillé Zigbee au ZGW-20 Gateway avec des horodatages de résolution 1 s. Si la liaison radio tombe, le ZEM conserve jusqu'à 70 000 mesures en mémoire flash. Une limitation apparaît comme un échelon : une borne de 11 kW passe de 16 à 6 A par phase et revient à sa valeur initiale à la fin de l'événement. Edge conserve les données localement et peut les transmettre à l'EMS ou à la plateforme de l'exploitant par MQTT ou HTTPS.

Sur une interface analogique, la commande peut aussi être enregistrée. Demandez à l'installateur de poser un relais de couplage côté client, comme le permettent déjà les TMA. Un modèle ZDI à entrée numérique de la famille des compteurs d'impulsions ZPC, raccordé à un contact libre de potentiel de ce relais, transmet son état ouvert ou fermé. Ne raccordez pas directement le matériel de suivi au boîtier de commande de l'exploitant du point de comptage. Avec EEBUS, l'EMS ou l'appareil enregistre la consigne et le ZEM montre la réponse.

BK6-22-300 ne prescrit pas la forme du dossier que l'exploitant doit fournir au cas par cas. Le journal des commandes et les données du circuit offrent ensemble une preuve pratique. Ils ne remplacent pas le compteur de facturation pour le règlement du module 2 ; un ZEM n'est ni boîtier de commande, ni Smart Meter Gateway, ni dispositif de commande EEBUS.

Le guide sur la gestion de la recharge des véhicules électriques et celui sur le suivi de la performance des pompes à chaleur montrent comment organiser ces mesures.