Une contradiction majeure concernant les subventions après les vives critiques adressées à l'EEG : le ministre de la CDU prévoit désormais des prélèvements importants sur les coûts des centrales électriques au gaz

Le retour de la surtaxe sur l'électricité : pourquoi nous devrons tous bientôt payer pour des centrales électriques inactives

Jusqu'à 435 milliards d'euros : le piège des coûts cachés du nouveau plan électrique du gouvernement

La politique énergétique allemande est confrontée à un changement de paradigme remarquable, et à une contradiction politique flagrante. La ministre fédérale de l'Économie, Katherina Reiche (CDU), envisage de mettre en place un marché de capacité qui subventionnera la construction de nouvelles centrales à gaz grâce à des milliards d'euros de fonds publics. Les citoyens et les entreprises devront en assumer le coût via une nouvelle taxe sur le prix de l'électricité. Ironie du sort, le parti même qui a dénoncé pendant des années la surtaxe historique EEG comme un gaspillage coûteux de ressources et un symbole de subventions publiques excessives recourt aujourd'hui précisément au même instrument pour financer des centrales de réserve à combustibles fossiles. Les consommateurs et le secteur industriel, déjà fragilisé, risquent de devoir supporter des coûts supplémentaires colossaux, pouvant atteindre 435 milliards d'euros au cours des prochaines décennies. Ce projet est-il une nécessité impérieuse de la politique énergétique pour garantir l'approvisionnement pendant la transition énergétique, ou simplement une manœuvre politique hypocrite motivée par des intérêts particuliers ? Une analyse approfondie révèle les tenants et aboutissants de la « Loi sur la sécurité et la capacité d'approvisionnement en électricité », explique pourquoi la question des coûts est incontournable et présente les conséquences financières que nous aurons à supporter.

Quand le critique devient le bourreau – la contradiction politique au cœur de la politique énergétique

Centrales électriques au gaz financées par l'État : La nouvelle taxe sur l'électricité et le discours sur les subventions de la République

La ministre fédérale de l'Économie, Katherina Reiche (CDU), prévoit de financer la construction de nouvelles centrales à gaz en Allemagne par une taxe sur le prix de l'électricité – un mécanisme dont la structure rappelle étrangement la surtaxe EEG, qu'elle et son parti ont critiquée pendant des années comme symbole de subventions publiques excessives aux énergies renouvelables. La question que se posent les économistes, les décideurs politiques du secteur de l'énergie et un public de plus en plus averti est la suivante : s'agit-il d'hypocrisie, d'une nécessité de politique énergétique, ou simplement de la conséquence inévitable d'un système électrique qui n'offre aucune solution gratuite ?

Le projet en détail : une nouvelle loi, une nouvelle charge

Le ministère fédéral de l'Économie et de l'Énergie a lancé des consultations gouvernementales internes sur une loi relative à la sécurité et aux capacités d'approvisionnement en électricité. Cette loi prévoit la création d'un marché de capacité permettant d'attribuer et de subventionner par l'État de nouvelles capacités de production d'électricité pilotables. Début 2026, le gouvernement allemand a conclu un accord avec la Commission européenne sur les grandes lignes d'une stratégie en matière de centrales électriques. Aux termes de cet accord, des appels d'offres portant sur un total de douze gigawatts de nouvelles capacités pilotables seront lancés en 2026, dont dix gigawatts destinés à des capacités dites « à long terme ». Ces capacités devront assurer une production d'électricité continue sur une période prolongée, ce qui impliquera concrètement le recours à des centrales à gaz.

Deux gigawatts supplémentaires feront l'objet d'un appel d'offres technologiquement neutre, afin que le stockage par batteries ou d'autres solutions de flexibilité puissent également être envisagés. Les nouvelles centrales devront être raccordées au réseau au plus tard en 2031 et garantiront la sécurité d'approvisionnement pendant quinze ans. Toutes les centrales subventionnées devront fonctionner de manière neutre en carbone après 2045, grâce à une conversion à l'hydrogène, pour laquelle des contrats de différence sont prévus.

Le financement de ce système sera assuré par une taxe sur le prix de l'électricité, qui sera répercutée sur les consommateurs. Le ministère fédéral de l'Économie et de l'Énergie a indiqué, suite à une demande d'information, que « le montant de cette taxe ne peut être estimé à ce jour ». La taxe devrait être instaurée par la loi en 2027 et perçue à partir de 2031. Lors de précédentes réflexions, le ministère avait lui-même suggéré un montant d'environ deux centimes par kilowattheure.

Qu’est-ce qui se cache derrière le marché de la capacité ?

Le marché allemand de l'électricité repose jusqu'à présent sur le modèle dit du marché de l'énergie seule (EOM) : les exploitants de centrales électriques ne sont rémunérés que pour l'électricité qu'ils produisent et injectent dans le réseau. Une centrale prête à l'emploi mais non exploitée ne génère aucun revenu. Ce modèle fonctionne dans des conditions conventionnelles, mais atteint ses limites à mesure que le marché de l'électricité est de plus en plus dominé par les énergies renouvelables, dont les coûts marginaux sont proches de zéro.

Les centrales à gaz, qui servent de capacité de secours lors des périodes de faible production d'énergie solaire et éolienne, fonctionnent idéalement quelques jours par an seulement. Dans des conditions de marché normales, leur exploitation n'est tout simplement pas rentable. Un investisseur qui construit une centrale à gaz ne se met en marche que lors de rares journées exceptionnelles ne peut pas amortir ses coûts d'investissement par le seul biais du marché de l'énergie. C'est précisément là qu'intervient le marché de capacité : il rémunère non seulement la quantité d'électricité produite, mais aussi le simple maintien de la capacité. Les exploitants reçoivent une compensation, organisée par l'État, pour être prêts à exploiter la centrale, qu'ils produisent ou non de l'électricité.

La procédure d'appel d'offres est conçue comme une vente aux enchères : les exploitants de centrales électriques se font concurrence. Celui qui soumet l'offre la plus basse reçoit la subvention. Ce modèle existe sous une forme similaire en Grande-Bretagne, en Belgique, en Italie, en Irlande et en Pologne, qui ont tous mis en place des marchés de capacité centralisés. La France, en revanche, a opté pour une approche décentralisée, dont les études ont démontré la moindre efficacité.

Le coût total : des centaines de milliards de dollars

Les conséquences financières du marché de capacité envisagé sont considérables. L'Association allemande des industries des nouvelles énergies (bne) a calculé, sur la base des estimations du ministère fédéral de l'Économie et de l'Énergie et des scénarios de consommation d'électricité du rapport de suivi officiel, qu'un marché de capacité centralisé engendrerait des coûts de prélèvement compris entre 340 et 435 milliards d'euros sur vingt ans, soit une somme équivalente à la totalité du budget fédéral allemand.

Ces chiffres paraissent abstraits jusqu'à ce qu'on les analyse à l'échelle d'un foyer : une taxe de capacité de deux centimes par kilowattheure représente une charge supplémentaire d'environ 80 euros par an pour un ménage moyen de quatre personnes consommant 4 000 kilowattheures par an. Pour les entreprises industrielles énergivores, l'ampleur du problème est bien plus importante : une entreprise dont la demande annuelle d'électricité atteint 100 gigawattheures devrait débourser environ deux millions d'euros supplémentaires. Cette mesure pénalise une fois de plus un secteur déjà fragilisé par le prix élevé de l'énergie.

De plus, les redevances actuelles sur l'électricité sont déjà considérables. Pour les consommateurs finaux, la redevance totale sur l'électricité en 2026 s'élèvera à 2,946 centimes par kilowattheure, soit une augmentation de 11,13 % par rapport à l'année précédente. La redevance sur la cogénération a, à elle seule, augmenté de plus de 61 %, passant de 0,277 à 0,446 centime par kilowattheure. Par conséquent, l'introduction d'une nouvelle redevance sur la capacité ne serait pas une initiative inutile, mais alourdirait au contraire une charge déjà existante.

La surtaxe EEG : le précédent historique que personne ne veut citer

Pour comprendre la sensibilité politique du débat actuel, il est utile de se pencher sur l'historique de la surtaxe EEG. La loi sur les énergies renouvelables (EEG) de 2000 a instauré un mécanisme finançant le développement des énergies renouvelables non pas par des subventions publiques, mais par une surtaxe sur le prix de l'électricité. Cette surtaxe, dite EEG, était un montant recalculé annuellement et indiqué séparément sur la facture d'électricité.

La surtaxe a considérablement augmenté au fil des ans : de 1,33 centime par kilowattheure en 2009, elle est passée à 6,24 centimes en 2014, soit une multiplication par cinq. Entre 2017 et 2021, elle a fluctué entre 6,40 et 6,88 centimes par kilowattheure. Pour un ménage type, la seule surtaxe EEG représente une charge annuelle de 180 € ou plus. Si l’on additionne toutes les subventions et les coûts systémiques liés à la transition énergétique entre 2000 et 2021, le coût total direct s’élève à au moins 476 milliards d’euros, selon la méthode de calcul ; les estimations les plus pessimistes dépassent largement le billion d’euros.

Face à la flambée des prix de l'énergie, la surtaxe EEG a été supprimée prématurément en 2022. Le Bundestag allemand a décidé de l'abolir définitivement le 1er juillet 2022, afin d'apporter un « soulagement significatif aux consommateurs ». La loi sur le financement de l'énergie, entrée en vigueur le 1er janvier 2023, a officialisé la suppression de cette surtaxe. Toutefois, la promotion des énergies renouvelables n'a pas été abandonnée ; elle est simplement devenue invisible pour les consommateurs : au lieu d'apparaître sur les factures d'électricité, elle est désormais financée par le Fonds pour le climat et la transition (KTF), un fonds fédéral spécial. La suppression de la surtaxe EEG avait alors entraîné une réduction immédiate de 6,6 milliards d'euros sur les prix de l'électricité.

Le constat essentiel : les coûts n’ont pas disparu. Ils ont simplement été déplacés de la partie visible de la facture d’électricité vers la partie invisible des finances publiques.

La contradiction politique : les riches pris entre la critique et la mise en œuvre des subventions

C’est là que réside le cœur de la contradiction politique qui rend ce débat si explosif. En tant que ministre des Affaires économiques, Katherina Reiche a pris une position claire concernant le soutien public aux énergies renouvelables : les subventions doivent être systématiquement réduites. Le tarif de rachat prévu par la loi sur les sources d’énergie renouvelables (EEG) pour les petites installations solaires de moins de 25 kilowatts sera supprimé. Son argument : « Les installations économiquement viables n’ont pas besoin de subventions publiques permanentes. » Les subventions existantes doivent être réexaminées, et l’accent doit être mis sur le marché, la diversité technologique et l’innovation.

Dans le même temps, ce même ministre prévoit de subventionner la construction de centrales à gaz à hauteur de plusieurs milliards d'euros d'aides d'État, qui seraient supportées par les particuliers via une taxe sur le prix de l'électricité. La Commission européenne doit explicitement approuver cette subvention, car elle constitue une aide d'État. Le ministère fédéral de l'Économie et de l'Énergie a lui-même suggéré un taux de deux centimes par kilowattheure, un montant qui rappelle structurellement la surtaxe historique sur l'énergie électrique (EEG).

Les critiques n'ont pas tardé : les partis de gauche et écologistes accusent Reiche de mener une politique uniquement dans l'intérêt du lobby gazier. La Fédération allemande des énergies renouvelables qualifie sa politique d'« attaque de plus contre les énergies renouvelables ». L'organisation environnementale BUND parle d'un « nouveau coup porté à la transition énergétique ». Enfin, la société énergétique 1KOMMA5° a déposé une plainte auprès de la Commission européenne, estimant que les subventions accordées aux centrales à gaz sont anticoncurrentielles.

Qu’est-ce qu’une subvention et qu’est-ce qui n’en est pas une ? Une clarification économique

La question de savoir si la taxe de capacité prévue constitue une subvention n'est pas purement théorique ; elle a des conséquences politiques et juridiques considérables. D'un point de vue économique, une subvention est toute forme d'aide financière publique qui modifie un prix de marché, incite à des investissements que le marché ne réaliserait pas spontanément, ou confère à certains acteurs des avantages qui n'existeraient pas sans intervention de l'État.

Selon cette définition, la redevance de capacité prévue constitue clairement une subvention : elle indemnise les exploitants de centrales électriques pour le maintien de capacités qui ne seraient pas rentables dans des conditions de marché normales. La Commission européenne la considère donc comme une aide d’État et doit approuver le projet. Conformément à la réglementation européenne, les mécanismes de soutien à la capacité ne sont autorisés que s’il est démontré qu’ils sont nécessaires et appropriés à la sécurité d’approvisionnement.

La différence avec la surtaxe EEG est structurellement minime : les deux instruments consistent en des prélèvements sur le prix de l’électricité, financés par la consommation, et incitent à investir dans des technologies spécifiques qui ne seraient pas économiquement viables sans cette incitation. La surtaxe EEG a été conçue pour les énergies renouvelables ; la nouvelle surtaxe de capacité est principalement destinée aux centrales à gaz. Le principe de base – une subvention croisée organisée par l’État via le prix de l’électricité – est identique.

Une différence majeure réside toutefois dans la transparence : pendant des années, la surtaxe EEG figurait séparément sur la facture d’électricité et était visible par tous les consommateurs. La nouvelle surtaxe de capacité est intégrée à une structure de surtaxes déjà opaque, qui, d’ici 2026, comprendra trois composantes distinctes. De plus, la surtaxe EEG a été de facto supprimée et remplacée par des fonds budgétaires, tandis que la nouvelle est ajoutée directement à la facture d’électricité – une approche précisément jugée politiquement inacceptable pour la surtaxe EEG.

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Au cœur de cette avancée technologique se trouve l'abandon délibéré du système de fixation par pinces conventionnel, qui a fait office de norme pendant des décennies. Ce nouveau système de montage, plus rapide et plus économique, repose sur un concept fondamentalement différent et plus intelligent. Au lieu de fixer les modules en des points précis, ils sont insérés dans un rail de support continu de forme spécifique et maintenus fermement en place. Cette conception garantit une répartition uniforme de toutes les forces, qu'il s'agisse des charges statiques dues à la neige ou des charges dynamiques dues au vent, sur toute la longueur du cadre du module.

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L’argument de la sécurité d’approvisionnement : nécessité ou prétexte ?

Les partisans du marché de capacité soutiennent que la sécurité d'approvisionnement relève de la responsabilité publique, justifiant ainsi le financement public. La part des énergies renouvelables dans la consommation d'électricité allemande s'élevait à environ 53 % au premier trimestre 2026 et devrait atteindre 80 % d'ici 2030. Avec la part croissante de sources d'énergie volatiles comme l'éolien et le solaire, le besoin de capacités pilotables, capables de prendre le relais lors des périodes de faible production éolienne et solaire, s'accroît inévitablement.

L'Allemagne dispose actuellement d'une capacité installée de production d'électricité à partir de gaz naturel d'environ 35,6 gigawatts. Une centrale à gaz moderne produit entre 500 et 800 mégawatts, selon sa conception. La planification de douze gigawatts de nouvelles capacités pilotables – dont dix proviendraient de centrales à gaz – apparaît techniquement justifiable au regard de la sortie du charbon et des objectifs climatiques.

La question cruciale n'est cependant pas de savoir si ces capacités seront acquises et financées, mais comment. Les détracteurs du marché de capacité soulignent que des appels d'offres technologiquement neutres, incluant le stockage par batteries, les solutions de gestion de la demande et d'autres options de flexibilité, pourraient s'avérer nettement moins coûteux. Une étude de Frontier Economics a calculé que le stockage par batteries pourrait réduire les besoins en centrales à gaz jusqu'à neuf gigawatts, avec des économies substantielles sur les coûts de construction et d'exploitation, ainsi qu'une réduction des émissions de CO₂ pouvant atteindre 6,2 millions de tonnes. La conception du marché de capacité, qui réserve de fait dix gigawatts sur douze aux centrales à gaz, peut donc être légitimement critiquée pour son biais technologique.

Expériences internationales : ce que l'Europe nous apprend

L'Allemagne n'est pas le premier pays à instaurer un marché de capacité. Le Royaume-Uni a lancé un marché de capacité centralisé en 2014, suivi par la Belgique, l'Irlande, l'Italie et la Pologne avec des modèles similaires. La France a été le seul pays européen à opter initialement pour une approche décentralisée, mais l'expérience opérationnelle à partir de 2017 a démontré son inefficacité, rendant nécessaire le recours à des mécanismes centralisés.

L'expérience de ces pays montre que les marchés de capacité peuvent, en principe, garantir la sécurité d'approvisionnement, mais une conception bien pensée est essentielle pour éviter les erreurs d'allocation et les coûts inutiles. La question du facteur de détarage (terme technique désignant l'évaluation réaliste de la disponibilité) est particulièrement cruciale : il s'agit d'évaluer de manière réaliste la capacité réellement disponible au moment voulu, et d'éviter les surcapacités, qui font inutilement grimper les coûts pour les consommateurs.

L'une des principales critiques formulées à l'encontre de la proposition allemande est que le critère à long terme de dix heures d'approvisionnement électrique ininterrompu est en réalité conçu pour les centrales à gaz et désavantage structurellement le stockage et d'autres solutions de flexibilité. De ce fait, l'approche allemande relève davantage d'un outil de contrôle technologique que d'une véritable compétition en matière de capacités.

Le changement de système : du marché de l'énergie uniquement au marché de capacité

L'introduction d'un marché de capacité ne se limite pas au financement de centrales électriques individuelles ; elle marque un changement de paradigme fondamental dans la conception du marché allemand de l'électricité. Jusqu'à présent, ce marché était explicitement conçu comme un marché de l'énergie uniquement, où les forces du marché déterminaient les décisions d'investissement. Les marchés de capacité, en revanche, sont organisés par l'État et remplacent le mécanisme du marché par une planification gouvernementale.

Pour un pays dont l'identité économique repose fortement sur son attachement à l'économie sociale de marché, cette mesure est remarquable. L'ironie réside dans le fait que ce soit un ministre de l'Économie de la CDU, qui prône le libéralisme des marchés et la réduction des subventions, qui prenne cette initiative en faveur d'une planification étatique accrue. Dans sa forme la plus pure, le marché de capacité est l'antithèse d'un instrument de marché : il substitue aux appels d'offres publics et à la rémunération garantie le prix comme signal de pilotage.

La transition d'un marché de l'énergie uniquement vers un marché de capacité obéit à une logique propre, indépendante des préférences politiques. Avec un objectif de 80 % pour les énergies renouvelables et la baisse des prix de gros due aux faibles coûts marginaux de l'éolien et du solaire, le marché de l'énergie uniquement perd son incitation à investir dans les capacités de production pilotables. Le problème fondamental est systémique et non une invention politique de Reiche ; la solution, en revanche, relève d'un choix politique.

Comparaison : Surcharge EEG et surcharge de capacité en contraste

Les parallèles et les différences structurelles entre la surtaxe EEG et la surtaxe de capacité prévue peuvent être identifiés avec précision :

Le tableau montre que ces deux instruments sont des prélèvements étatiques subventionnant des technologies spécifiques. Après sa suppression, la taxe EEG a été critiquée pour son coût élevé et son manque d'orientation vers le marché. La taxe sur les capacités prévue présente les mêmes caractéristiques structurelles.

Politique fiscale, fonds spéciaux et question de l'honnêteté fiscale

Un autre élément qui complexifie le débat est le contexte budgétaire. La surtaxe EEG n'a pas été supprimée en 2022/2023 en raison de la fin des subventions aux énergies renouvelables, mais parce que son financement a été transféré au Fonds Climat et Transformation (FCT). Doté d'environ 180 milliards d'euros, le FCT était notamment destiné à financer la suppression de la surtaxe EEG. Les consommateurs ne voyaient donc plus cette surtaxe sur leurs factures d'électricité, mais son coût continuait d'être supporté par l'argent des contribuables.

Suite à la décision de la Cour constitutionnelle fédérale sur le frein à l'endettement et à la crise budgétaire qui en a résulté pour la coalition au pouvoir, les fonds alloués au KTF (Fonds de transparence de Kiel) ont été considérablement réduits. Le gouvernement fédéral de Friedrich Merz est confronté au problème suivant : les grands projets d'investissement – ​​centrales à gaz, infrastructures et transition énergétique – ne peuvent plus être financés arbitrairement par des fonds spéciaux. La nouvelle taxe sur les prix de l'électricité constitue donc également une réponse budgétaire au frein à l'endettement : ce que l'État ne peut plus dépenser directement, il le finance par des prélèvements obligatoires qui ne sont pas formellement considérés comme des dépenses publiques.

D'un point de vue économique, cette distinction est loin d'être anodine. Une taxe sur le prix de l'électricité est une contribution obligatoire qui touche tous les consommateurs, indépendamment de leurs ressources. Son effet distributif est régressif : les ménages les plus modestes, qui consacrent une part plus importante de leurs revenus à l'énergie, sont proportionnellement plus pénalisés que les plus aisés. Un financement direct des ménages pourrait, au moins en théorie, être rendu plus équitable socialement grâce à une fiscalité progressive. Du point de vue de la justice sociale, le rétablissement de cette taxe constitue donc un recul.

Entre marché et État : La vérité sur la politique énergétique qu'aucun parti ne veut entendre

La réponse honnête en matière de politique énergétique à la question de savoir si la redevance de capacité constitue une subvention est : oui, sans équivoque. Et il s'agit d'une subvention rendue nécessaire par les mêmes raisons structurelles qui ont justifié la redevance EEG – car le marché de l'électricité, à lui seul, n'offre pas d'incitations suffisantes à l'investissement dans des capacités socialement souhaitables mais économiquement non viables.

La différence réside dans le fait que la surtaxe EEG a favorisé des technologies qui, initialement, nécessitaient un financement de démarrage et qui sont désormais largement compétitives sans subventions. Les centrales photovoltaïques et éoliennes ont achevé leur phase d'apprentissage ; leurs coûts ont chuté de façon spectaculaire. En revanche, les centrales à gaz, qui ne fonctionnent que quelques jours par an et servent de solution de secours lors des périodes de faible production éolienne et solaire, resteront structurellement dépendantes des subventions publiques, car leur modèle économique repose non pas sur un fonctionnement à pleine charge, mais sur la disponibilité de l'énergie. La subvention ne constitue donc pas une phase de maturité du marché, mais une composante permanente du système.

Cette prise de conscience met fin à toute forme d'innocence idéologique dans la politique énergétique allemande. La sécurité énergétique gratuite n'existe pas. Quiconque souhaite à la fois la sortie progressive du charbon et du nucléaire et un approvisionnement électrique fiable, même en période de faible production éolienne et solaire, doit en assumer le coût. Les seules questions qui se posent sont : qui paie et avec quelle transparence ? Ceux qui dénoncent les subventions publiques aux énergies renouvelables comme étant des subventions et défendent celles aux centrales à gaz comme un instrument de sécurité d'approvisionnement raisonnent en termes politiques, et non économiques.

Prévisions et perspectives : que réserve l'avenir aux consommateurs et à l'industrie ?

L'impact financier immédiat sur les ménages et l'industrie dépendra de la conception du marché de capacité. Avec une taxe de deux centimes par kilowattheure, un ménage de quatre personnes consommant 4 000 kilowattheures par an paierait environ 80 euros de plus par an. Les industries énergivores, déjà fortement pénalisées par les prix de l'énergie en Allemagne, devraient lever environ deux millions d'euros supplémentaires pour 100 gigawattheures de consommation annuelle.

À long terme, l'Association allemande des industries des nouvelles énergies (BNE) estime les coûts totaux entre 340 et 435 milliards d'euros sur vingt ans. Ces chiffres révèlent pour la première fois les coûts structurels liés à un marché de capacité centralisé. À titre de comparaison, le montant total des subventions EEG jusqu'en 2021 s'élevait directement à environ 476 milliards d'euros. Le nouveau marché de capacité fonctionnerait à une échelle similaire, mais avec une technologie différente.

Les appels d'offres devraient débuter en 2026, les centrales électriques devant être raccordées au réseau d'ici 2031. Un autre cadre d'appel d'offres pour un mécanisme global de gestion des capacités est prévu à partir de 2027, avec une entrée en vigueur en 2032. L'Allemagne entre ainsi définitivement dans l'ère de la planification étatique du marché de l'électricité – et ce, avec un gouvernement résolument engagé en faveur de ce marché. Il ne s'agit pas d'une contradiction dans les faits, mais d'une contradiction de discours.

En conclusion : La grammaire des subventions

Les subventions ont une histoire particulière dans la politique énergétique allemande. Lorsque le précédent gouvernement de coalition a supprimé la surtaxe EEG, cette mesure a été saluée comme un soulagement, alors même que les coûts n'ont fait que se déplacer. Aujourd'hui, lorsque le nouveau gouvernement fédéral envisage une surtaxe de capacité, elle est présentée comme un investissement dans la sécurité d'approvisionnement, alors qu'il s'agit structurellement du même instrument.

L'enjeu crucial n'est pas de savoir si l'on préfère les centrales à gaz ou les énergies renouvelables – il s'agit là d'un débat légitime sur la politique énergétique. L'enjeu crucial réside dans la cohérence du raisonnement. Ceux qui critiquent les subventions publiques aux énergies renouvelables, les considérant comme des distorsions du marché, ne peuvent ensuite présenter les subventions publiques aux centrales à gaz comme un élément naturel d'une économie de marché. Il s'agit bien de subventions dans les deux cas. Elles se justifient par la même logique : sans incitations publiques, les investissements socialement souhaitables ne seront pas réalisés en quantité suffisante.

La grammaire des subventions reste la même, même si le vocabulaire change. Et les consommateurs paieront – que ce soit par le biais de leurs factures d'électricité, du budget fédéral, ou des deux. La déclaration la plus honnête que la politique énergétique allemande puisse faire actuellement est la suivante : la sécurité d'approvisionnement a un coût, et quelqu'un doit bien le payer. Tout le reste n'est que rhétorique politique.

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