Illusion du prix de l'électricité : pourquoi le gaz bon marché ne fera pas baisser votre facture

Marché de capacité à partir de 2026 : Pourquoi vous paierez bientôt pour des centrales électriques qui ne fonctionnent même pas

Un allègement seulement à partir de 2030 ? La grave erreur de calcul dans la stratégie gazière

La ministre fédérale de l'Économie, Katherina Reiche, promet une baisse significative des prix de l'électricité pour les années 2030, misant sur un espoir illusoire : le gaz importé à bas prix. Or, un examen plus approfondi de la future structure du marché allemand de l'énergie révèle que ce calcul est voué à l'échec. Dès septembre 2026, lorsque les premiers appels d'offres pour les nouvelles centrales à gaz de pointe seront lancés sur le marché de capacité, la logique économique changera radicalement. Ces centrales resteront inactives environ 85 % de l'année et serviront uniquement de réserves d'urgence. La rémunération ne reposera plus principalement sur l'électricité produite, mais sur la simple disponibilité des centrales – un modèle très gourmand en capital où le prix du gaz devient secondaire. Au lieu de bénéficier de coûts de combustible plus bas, les consommateurs, particuliers et professionnels, risquent de voir leurs factures d'électricité fortement alourdies par les coûts fixes de disponibilité. Alors que des exemples internationaux et des études récentes ont depuis longtemps démontré qu'un mix énergétique flexible, combinant énergies renouvelables et stockage, serait une solution bien plus économique, les décideurs politiques persistent à miser sur un projet coûteux et de longue haleine reposant sur les énergies fossiles.

Quand la politique s'appuie sur l'espoir plutôt que sur la physique : des réserves coûteuses au lieu d'une électricité bon marché – Qui paie la véritable facture des centrales électriques ?

Dans une interview accordée à l'agence de presse allemande dpa, la ministre fédérale de l'Économie, Katherina Reiche, a exprimé une attente qui risque de décevoir de nombreux consommateurs : une baisse significative des prix de l'électricité n'est pas à prévoir avant les années 2030. Elle cite explicitement l'importation de gaz moins cher, et non le développement des énergies renouvelables, comme le principal levier pour une future baisse des prix de l'électricité. Cette déclaration a été diffusée par le fil d'actualité de dpa et est ainsi apparue, parfois sans modification, dans des dizaines de médias, dont la Süddeutsche Zeitung, qui a indiqué l'avoir reproduite intégralement. L'argument principal est le suivant : plus les importateurs de gaz pourront l'acheter à bas prix, plus les coûts de production d'électricité seront faibles et plus les consommateurs pourront absorber les fluctuations de prix.

À première vue, ce raisonnement semble plausible. Le grand public imagine des centrales à gaz brûlant en continu pour produire de l'électricité, le coût d'achat du combustible représentant le poste de dépense le plus important. Dans ce cas de figure, une baisse du prix du gaz aurait effectivement un impact direct sur le coût de l'électricité. Le problème : cette vision ne correspond pas aux centrales dont la construction devrait être mise en appel d'offres à partir de septembre 2026.

Pourquoi une centrale électrique qui fonctionne à peine perturbe la logique des prix du gaz

À compter de septembre 2026, le gouvernement fédéral allemand lancera des appels d'offres pour de nouvelles centrales électriques au gaz destinées à répondre aux pics de consommation. Ces centrales seront construites dans le cadre d'un nouveau marché de capacité. La première date limite de dépôt des offres pour ce marché est fixée au 8 septembre 2026, comme indiqué dans la lettre d'information du ministère fédéral de l'Économie et de l'Énergie. Ce dispositif s'appuie sur la loi relative à la sécurité d'approvisionnement en électricité et à la mise à disposition de nouvelles capacités (StromVKG), adoptée par le Bundestag le 9 juillet 2026. L'objectif de ces centrales est clairement défini : elles sont destinées à prendre le relais lorsque l'énergie solaire, l'énergie éolienne, le stockage par batteries et les stations de pompage-turbinage ne suffisent pas à satisfaire la demande en électricité.

Le temps de fonctionnement prévu pour ces centrales est d'environ 15 % de l'année, ce qui signifie qu'elles sont à l'arrêt pendant près de 85 % du temps. Cette faible utilisation a une conséquence économique majeure : pour une centrale qui ne fonctionne pas la plupart du temps, les coûts fixes d'investissement liés à la construction et à la maintenance sont prépondérants, tandis que le prix du gaz devient un facteur secondaire. Le physicien et expert en transformation, Mario Buchinger, a précisément souligné ce point dans son analyse de l'entretien : les principaux coûts de ces centrales dites « à charge résiduelle » sont engagés indépendamment du nombre d'heures de fonctionnement réelles, car il s'agit de coûts fixes d'investissement, tandis que les coûts d'exploitation courants, qui incluent le prix du gaz, jouent un rôle secondaire avec un temps de fonctionnement de seulement 15 % par an.

Le modèle de paiement est basé sur le principe des sapeurs-pompiers

Pour comprendre pourquoi le prix du gaz a peu d'incidence sur la rentabilité de ces centrales électriques, il convient d'examiner leur modèle de rémunération. Le paiement ne repose pas principalement sur la quantité d'électricité effectivement produite, mais plutôt sur la disponibilité de cette énergie en cas de besoin, à l'instar des pompiers rémunérés même en l'absence d'intervention. Ce mode de rémunération s'effectue via un mécanisme dit de capacité, ou marché de la capacité.

Le cadre juridique a déjà été élaboré en détail. Conformément à la loi sur la fourniture d'électricité (StromVKG), les opérateurs sont rémunérés pour le maintien en service de capacités telles que les centrales électriques, les installations de stockage ou les systèmes de gestion de la demande, que ces capacités soient finalement utilisées ou non. Concrètement, deux appels d'offres de 4,5 gigawatts chacun, soit un total de neuf gigawatts, sont prévus dans un premier temps, ce qui correspond à environ 20 centrales. Un autre appel d'offres portant sur deux gigawatts est prévu pour mai 2027. De manière générale, le gouvernement allemand prévoit des capacités nettement supérieures à moyen terme : un document interne conjoint du gouvernement allemand et de la Commission européenne évoque 21 à 26 gigawatts supplémentaires en 2027, suivis d'un autre appel d'offres de trois à huit gigawatts en 2029. Au total, les observateurs évoquent une capacité de production de plus de 40 gigawatts pour les nouvelles centrales à gaz, approuvée par l'accord de principe conclu avec la Commission européenne.

Un autre détail accentue le décalage entre l'annonce et l'impact économique : pour les dix gigawatts du premier appel d'offres, un critère à long terme s'applique, stipulant que les centrales retenues doivent pouvoir fournir de l'électricité à pleine capacité pendant au moins dix heures en continu, indépendamment de leur utilisation effective. Ces capacités doivent être maintenues disponibles pendant 15 ans et opérationnelles d'ici 2031. Les investisseurs dans ce segment fondent donc leurs calculs principalement sur une garantie de paiement de 15 ans pour la fourniture de capacité, et non sur l'activité quotidienne du marché du gaz.

Celui qui finira par payer la facture

Les coûts de ce nouveau système ne seront pas simplement absorbés par le budget national, mais répercutés directement sur les factures d'électricité des consommateurs particuliers et professionnels. Jusqu'en 2032, le gouvernement fédéral financera initialement la construction des centrales électriques grâce à un emprunt financé par les contribuables, remboursable une fois le mécanisme de pleine capacité mis en œuvre. À partir de 2032, les consommateurs d'électricité, particuliers et entreprises, supporteront le coût de la capacité réservée en plus du prix normal de l'électricité. Par ailleurs, la mise en place d'un marché de capacité global est prévue pour 2032, garantissant ainsi la disponibilité permanente d'une capacité contrôlable suffisante au sein du réseau.

D'un point de vue juridique, la précision du système de facturation est remarquable. Tous les fournisseurs de capacité doivent verser au gestionnaire du réseau de transport la différence, multipliée par leur production réduite, pour chaque tranche de 15 minutes durant laquelle le prix du marché spot dépasse le prix d'exercice convenu, que de l'électricité soit effectivement produite ou non. Les fournisseurs s'engageant sur le long terme doivent également respecter des seuils d'investissement minimaux, tels que 201 000 € par mégawatt de capacité réservée pour un engagement de sept ans et 431 000 € par mégawatt pour un engagement de 15 ans. Ces chiffres illustrent le caractère capitalistique important de ce dispositif de soutien à long terme, dont les coûts dépassent largement le simple approvisionnement en combustible.

L’aperçu suivant résume les principaux aspects du marché de capacité :

Le rôle des énergies renouvelables comme facteurs de prix

Dans ses communications publiques, la ministre fédérale des Affaires économiques a tendance à présenter implicitement les énergies renouvelables comme un facteur de coût et un moteur de prix sur le marché de l'électricité, tandis que l'impact des crises des énergies fossiles sur les prix de l'énergie est à peine abordé. Pourtant, de nombreux experts voient dans l'abandon progressif de la combustion des énergies fossiles une opportunité de réduire sa dépendance aux futurs chocs géopolitiques et aux fluctuations du marché. Il est également à noter que, dans l'interview, elle cite comme réalisation de son mandat la poursuite de la légalisation des systèmes de chauffage au gaz et au fioul pour les particuliers, ce qui souligne l'orientation fondamentale de la politique énergétique du ministère.

Dans le même temps, une réglementation existe déjà qui va exactement à l'encontre de cet objectif : la loi sur le pic de production solaire, en vigueur depuis février 2025, supprime la compensation des kilowattheures non produits par les systèmes photovoltaïques lorsque les prix de l'électricité sont négatifs. Quiconque, d'une part, prive les énergies renouvelables de ce mécanisme de compensation déjà réduit, et d'autre part, prévoit un mécanisme de capacité global et fortement subventionné pour les centrales thermiques de réserve, qui ne rémunère que leur simple mise à disposition, applique des critères différents à deux phénomènes de marché comparables. Cette asymétrie dans la réglementation de la politique énergétique soulève la question des critères réellement utilisés pour déterminer l'éligibilité aux subventions dans le système énergétique allemand.

Que montrent les exemples internationaux en matière de coûts et de déplacement du marché ?

Un argument de poids contre le discours officiel provient des comparaisons internationales. En Californie et en Espagne, on observe déjà comment la combinaison des énergies renouvelables et du stockage par batteries supplante progressivement les centrales à gaz, car elle s'avère tout simplement plus rentable dans de nombreuses situations. Cette dynamique de marché contredit l'hypothèse fondamentale selon laquelle le gaz importé moins cher serait le facteur déterminant de la baisse des prix de l'électricité. L'expérience internationale suggère plutôt que le développement accéléré de l'énergie solaire, de l'énergie éolienne et des technologies de stockage serait une approche plus efficace et, à long terme, plus rentable.

Dans le contexte allemand, l'Institut Fraunhofer pour les systèmes d'énergie solaire (Fraunhofer ISE) fournit une base scientifique détaillée. Dans une étude publiée en juin 2026 sur la transformation optimale du système énergétique allemand d'ici 2045, les auteurs ont calculé les caractéristiques d'un système énergétique garantissant simultanément la continuité de l'approvisionnement, une forte résilience aux perturbations et des coûts transparents et compréhensibles. Dans ce modèle, le rôle de la capacité de réserve n'est pas principalement assuré par de nouvelles centrales à gaz, mais plutôt par une combinaison de centrales au biogaz, de cogénération et de diverses technologies de stockage, qui constituent l'épine dorsale de la couverture de la demande résiduelle. Une analyse accompagnant cette recherche de Fraunhofer résume succinctement le message principal : une transformation du système dans le cadre de la transition énergétique est d'ores et déjà techniquement et économiquement réalisable ; le seul facteur crucial est la volonté politique de la mettre en œuvre.

La stratégie relative aux centrales électriques en tant que projet politique à long terme

L'historique de la procédure d'appel d'offres actuelle remonte bien avant la récente interview de la ministre. Avant même l'entrée en fonction de Katherina Reiche, le gouvernement allemand avait adopté les points clés d'une stratégie pour les centrales électriques, visant à encourager la construction de nouvelles centrales à gaz compatibles avec l'hydrogène et d'autres technologies de production d'électricité pilotable. Initialement, le plan prévoyait un appel d'offres pour de nouvelles capacités pilotables de dix gigawatts, complété par des incitations supplémentaires pour la transition vers l'hydrogène, à hauteur de deux gigawatts d'ici 2040 et de deux gigawatts supplémentaires d'ici 2043. Un délai contraignant s'applique à toutes les centrales construites dans le cadre de cette stratégie : elles doivent être entièrement décarbonées, c'est-à-dire exploitées de manière neutre en carbone, au plus tard en 2045.

La mise en œuvre du calendrier a été maintes fois reportée. Alors que la ministre souhaitait initialement lancer les premiers appels d'offres en 2025, des experts de son propre parti, la CDU/CSU, ont jugé cet objectif irréaliste et ont plutôt visé le premier trimestre ou le premier semestre 2026. L'Agence fédérale des réseaux, quant à elle, a souligné que plusieurs mois pourraient s'écouler entre l'adoption de la législation sous-jacente et le lancement effectif du premier appel d'offres. Ce n'est qu'en janvier 2026 qu'un accord de principe a été conclu avec la Commission européenne concernant la conformité du projet aux règles relatives aux aides d'État, bien que la procédure formelle en la matière ne soit pas encore achevée. Seules les centrales à gaz nouvellement construites sont éligibles pour le premier appel d'offres ; les centrales existantes ne peuvent y participer. Les centrales à charbon sont les seules à être catégoriquement exclues, tandis que l'appel d'offres est formellement neutre sur le plan technologique.

Il convient également de souligner la répartition régionale prévue des nouvelles centrales. Un tiers d'entre elles seront construites dans le nord de l'Allemagne, région désignée comme le Nord en termes de technologie de réseau, tandis que les deux tiers restants sont prévus pour le sud du pays, où un bonus de réseau joue un rôle déterminant. Cette priorité accordée au sud de l'Allemagne s'explique probablement par le fait que la Rhénanie-du-Nord-Westphalie et d'autres Länder de l'ouest devraient fermer progressivement leurs centrales à charbon existantes dans les années 2030, dès que de nouvelles capacités suffisantes pour répondre aux pics de consommation seront disponibles.

Le cadrage comme stratégie politique et ses limites

La stratégie de communication de la ministre fédérale de l'Économie révèle une constante : elle se présente comme la première responsable à promouvoir une plus grande intégration des énergies renouvelables au marché, tout en passant sous silence des réglementations existantes, telles que la loi sur l'énergie solaire de pointe. Des observateurs critiques, comme la rédaction de Top Agrar, ont déjà qualifié de trompeuse l'affirmation selon laquelle la baisse du prix de l'électricité serait due à un gaz moins cher. Il semble également probable qu'une partie de la justification des contrats d'approvisionnement en gaz à long terme, comme celui conclu par le fournisseur d'énergie Uniper peu après l'interview, réponde avant tout à des intérêts commerciaux et géopolitiques de couverture, et repose moins sur un modèle de tarification transparent et favorable au consommateur.

L'objection méthodologique décisive à l'argument du ministre ne réside cependant pas dans les motivations politiques, mais dans la simple structure économique des centrales électriques en question. Une centrale qui fonctionne à l'arrêt 85 % du temps et dont la rémunération repose essentiellement sur une prime de disponibilité fixe peut difficilement améliorer sa rentabilité en baissant le prix d'achat du combustible, car ce dernier joue un rôle secondaire dans le calcul global. Des contrats gaziers à long terme avec des pays fournisseurs comme le Qatar ou le Canada peuvent se justifier par des raisons de sécurité d'approvisionnement et de diversification géopolitique. Toutefois, en tant qu'argument en faveur d'une réduction significative des factures d'électricité des ménages allemands dans les années à venir, cette justification ne résiste pas à la logique économique inhérente au marché de capacité planifié.

Quelles conséquences cela aura-t-il pour le débat sur l'énergie abordable en Allemagne ?

La véritable question soulevée par cette analyse porte moins sur la nécessité pour l'Allemagne de nouvelles centrales électriques pilotables dans les années à venir que sur la technologie la plus rentable pour assurer ce rôle de réserve. L'étude de l'institut Fraunhofer ISE suggère qu'un mix énergétique composé de biogaz, de cogénération (production combinée de chaleur et d'électricité) et de diverses méthodes de stockage, au sein d'un système global optimisé en termes de coûts, pourrait jouer un rôle bien plus important que ne le laisse supposer l'accent politique actuel mis sur les nouvelles centrales à gaz. Pour les investisseurs, les gestionnaires de réseau et, en fin de compte, les consommateurs, une analyse coûts-avantages transparente et objective serait plus utile qu'une communication publique s'appuyant principalement sur les prix du gaz pour expliquer l'évolution future des prix de l'électricité.

Tant que le marché de capacité ne sera pas pleinement opérationnel en 2032 et au-delà, les coûts de construction de ces nouvelles capacités de réserve seront progressivement répercutés sur les factures d'électricité des consommateurs. L'impact réel de la baisse des prix d'achat du gaz sur ces coûts reste incertain, compte tenu de la structure des coûts décrite, caractérisée par des coûts fixes prédominants et une faible durée d'exploitation. Par conséquent, toute personne souhaitant obtenir des prévisions fiables sur l'évolution des prix de l'électricité devrait s'intéresser moins aux déclarations recueillies lors d'entretiens individuels qu'à la conception même des conditions d'appel d'offres, au niveau des primes de capacité et au rythme d'intégration au réseau d'alternatives plus rentables telles que les énergies renouvelables, le stockage et la cogénération.