Bon marché, propre, sûr ? Les quatre principaux mythes de la transition énergétique allemande – vérification des faits

L'illusion du prix de l'électricité : pourquoi l'énergie éolienne et solaire est bon marché – et pourtant nous payons plus cher

Depuis près de vingt-cinq ans, on présente aux Allemands la transition énergétique sur un ton familier : c'est propre, cela leur assure l'indépendance énergétique, cela réduit les coûts et, de toute façon, l'approvisionnement en énergie restera sûr. Mais cette grande expérience historique – la transformation complète d'un pays hautement industrialisé en un pays dépendant des aléas climatiques – résiste-t-elle à la réalité physique et économique ? Une analyse rigoureuse, affranchie des querelles idéologiques, dresse un tout autre tableau. Entre l'explosion des coûts du réseau, les facteurs cachés qui influencent les prix de l'électricité, la nouvelle et dangereuse dépendance aux chaînes d'approvisionnement chinoises et la grande illusion qui entoure le stockage par batteries, le fossé entre les vœux pieux et les données concrètes n'a jamais été aussi grand. Cet article dresse un bilan et explique pourquoi le véritable problème de la transition énergétique ne réside pas dans ses objectifs ambitieux, mais dans sa conception fondamentalement erronée. Un examen critique essentiel pour quiconque souhaite comprendre qui paiera réellement la facture du système énergétique de demain.

Pourquoi les plus belles déclarations sur une énergie propre, bon marché et sûre ont-elles échoué pendant 25 ans à cause de la physique, de l'économie et de la géopolitique ?

Depuis l'adoption de la loi sur les énergies renouvelables en 2000, la transition énergétique allemande est présentée sur un ton bien précis : elle est propre, elle nous rend indépendants, elle sera moins chère et, de toute façon, l'approvisionnement énergétique est garanti. Pendant plus d'un quart de siècle, ces quatre phrases ont constitué le socle rhétorique d'une transformation d'une ampleur historique sans précédent : une nation industrialisée et hautement développée, consommant environ 3 200 térawattheures d'énergie primaire et dont la chaîne de valeur est tournée vers l'exportation, convertit l'intégralité de son système énergétique à une production dépendante des conditions météorologiques. Il ne s'agit pas d'un détail politique, mais d'une expérience macroéconomique de grande envergure, aux conséquences importantes sur la compétitivité, la distribution, les finances publiques et la balance commerciale.

L'intégrité économique exige une distinction entre trois catégories : les affirmations qui résistent à l'examen empirique ; celles qui sont vraies dans certains segments mais présentées de manière trompeuse dans un contexte systémique ; et celles qui sont tout simplement fausses ou qui ont été réfutées depuis longtemps par les données disponibles. Cette distinction est souvent absente du débat public. La présente analyse l'applique systématiquement, sans aucun parti pris idéologique.

Le prix des bonnes intentions : le véritable coût de l'électricité en Allemagne

L'affirmation selon laquelle la transition énergétique rendra l'électricité moins chère est intenable en soi, mais pas totalement absurde en soi. La réalité réside dans un écart de prix systématiquement occulté dans le débat public. Sur les marchés de gros, les centrales éoliennes et solaires produisent de l'électricité à des coûts marginaux proches de zéro, ce qui se traduit par des prix très bas, voire négatifs, sur le marché spot pendant les heures de forte production d'énergie renouvelable. Ce phénomène est bien réel. Cependant, en conclure que le prix pour le consommateur final baissera est une erreur de catégorie, car ce prix ne comprend pas le prix du marché spot, mais aussi les coûts d'achat, les frais de réseau, les prélèvements, les redevances de concession, les taxes et les marges de distribution.

Ces chiffres, bien que frappants, révèlent une réalité plus nuancée. Selon une analyse internationale des prix, le prix moyen de l'électricité pour les ménages allemands au premier trimestre 2025 était d'environ 38 centimes par kilowattheure, plaçant le pays au cinquième rang des plus chers au monde. SMARD indique un prix légèrement inférieur à 18 centimes par kilowattheure pour les entreprises industrielles de taille moyenne en janvier 2025, tandis que pour les grands consommateurs, il était légèrement supérieur à 11 centimes. Les chiffres recueillis par la Fédération allemande des industries de l'énergie et de l'eau (BDEW) pour 2025 se situaient autour de 15,9 centimes pour les entreprises industrielles de taille moyenne et autour de 14,4 centimes pour les grandes entreprises. La fourchette de 30 à 40 centimes mentionnée dans le texte original est donc exacte pour les ménages, mais trop élevée pour l'industrie. Néanmoins, le point de comparaison, d'un point de vue politique, demeure frappant : les entreprises industrielles chinoises paient entre 7 et 10 centimes selon la province, les consommateurs industriels américains des États à forte consommation d'énergie paient souvent entre 6 et 9 centimes, et les entreprises françaises opèrent dans une fourchette de 12 à 20 centimes. Le site industriel allemand se situe donc structurellement dans le quartile supérieur des prix de la zone OCDE.

Cette structure tarifaire sous-tend une logique commerciale que tout dirigeant d'une entreprise énergivore comprend immédiatement. Si l'électricité coûte en moyenne 30 à 70 % plus cher que chez la concurrence sur le long terme, une productivité accrue, de meilleurs produits, des subventions ou un environnement réglementaire favorable doivent compenser ce désavantage. Aucune de ces conditions n'est actuellement réunie en Allemagne. Les conséquences sont documentées par des enquêtes menées par les Chambres de commerce et d'industrie allemandes, la VDMA (Fédération allemande des ingénieurs) et la Fondation pour les entreprises familiales : une part importante des entreprises envisage une délocalisation, une réduction de leur production ou une vente à des investisseurs stratégiques ou financiers. Les pourcentages précis varient selon les enquêtes et la formulation des questions, mais la tendance générale est indéniable : le prix de l'énergie, autrefois facteur périphérique de localisation, est devenu un risque majeur pour l'entreprise.

Entre crise du charbon et persistance du CO₂ : le bilan climatique inconfortable

L'idée que la transition énergétique rend le système électrique plus propre est empiriquement correcte dans son sens principal. Les émissions de CO₂ liées à la production d'électricité en Allemagne ont considérablement diminué depuis 1990, l'intensité d'émission spécifique par kilowattheure produit a presque été divisée par deux et, en 2024, pour la première fois, plus de la moitié de la consommation brute d'électricité était couverte par l'éolien, le solaire, la biomasse et l'hydroélectricité. Affirmer catégoriquement que l'Allemagne, malgré le développement des énergies renouvelables, possède l'un des systèmes électriques les plus polluants d'Europe est une vision déformée de la réalité.

Il n'en demeure pas moins un fait nuancé et avéré : en Europe, l'Allemagne reste derrière la France, la Suède, la Suisse, la Norvège et la Finlande en termes d'intensité carbone de sa production d'électricité, c'est-à-dire derrière les pays qui dépendent principalement du nucléaire et de l'hydroélectricité. Le mix électrique français émet souvent moins d'un dixième du mix allemand moyen par kilowattheure. L'Allemagne fait également moins bien que l'Espagne et le Royaume-Uni sur de nombreuses périodes de mesure. La raison n'est pas une faiblesse des énergies renouvelables, mais plutôt la stratégie de sortie des énergies renouvelables imposée politiquement : les centrales nucléaires ont été fermées avant les centrales à charbon, ce qui accroît l'intensité carbone résiduelle des combustibles fossiles pendant les périodes de faible production éolienne et solaire. Sur le plan économique, l'Allemagne a remplacé une source d'énergie d'équilibrage à faibles émissions de CO₂ par une source d'énergie d'équilibrage à fortes émissions et n'a que partiellement compensé cet effet par une augmentation de ses capacités de production. Il en résulte une courbe de décarbonation plus réaliste, mais moins marquée, que ne le laisse entendre le discours officiel.

La dépendance déplacée : du gaz russe à la création de valeur chinoise

L'affirmation selon laquelle l'Allemagne atteindra l'indépendance énergétique grâce à la transition énergétique fait partie de ces déclarations qui, bien que paraissant cohérentes en théorie, se heurtent à la réalité des chaînes d'approvisionnement mondiales. Certes, quiconque cesse de consommer du charbon, du gaz naturel et de l'uranium importés réduit sa dépendance énergétique traditionnelle. De même, une centrale éolienne ou solaire, une fois construite, produit de l'énergie quelles que soient les conditions géopolitiques. Ce constat n'est pas du marketing ; il relève de la physique.

L'idée que cela ait éliminé la dépendance est fausse. Elle a simplement été déplacée et remodelée. La chaîne de valeur industrielle des énergies renouvelables présente une concentration spectaculaire. Environ 80 % de la capacité de production mondiale de modules photovoltaïques et près de 95 % de la fabrication de plaquettes de silicium se situent en Chine ; la situation est similaire pour les cellules de batteries et les matériaux de cathode, et encore plus marquée pour les aimants en terres rares destinés aux éoliennes et aux moteurs électriques. À cela s'ajoutent les dépendances au lithium provenant du Chili et d'Australie, au cobalt de la République démocratique du Congo, et au cuivre et au nickel d'un nombre limité de pays producteurs. Du point de vue de la résilience nationale, la dépendance aux matières premières fossiles a donc cédé la place à une dépendance aux matières premières minérales, aux équipements industriels et aux industries de transformation chinoises. L'intérêt de cette transition dépend de la stabilité politique des nouveaux fournisseurs. Les résultats obtenus jusqu'à présent sont mitigés, et dans le cas de la Chine, plutôt préoccupants.

Quand le calme plat devient un problème systémique : la face cachée de la sécurité d’approvisionnement

L'affirmation selon laquelle l'approvisionnement est sécurisé est sans doute la plus intéressante de la liste. Elle est formellement correcte, mais discutable sur le fond. Formellement correcte, car à ce jour, aucune panne d'électricité de grande ampleur en Allemagne n'a été imputée à un manque de production, et le taux d'indisponibilité moyen par consommateur final, mesuré en minutes SAIDI, demeure faible à l'échelle internationale. Il s'agit d'une réussite des gestionnaires de réseau, et non du système politique.

Cette affirmation devient très contestable lorsqu'on examine de plus près le bilan global. Le nombre d'interventions sur le réseau constitue le meilleur indicateur précoce. L'Agence fédérale des réseaux prévoit un volume de mesures de gestion de la congestion du réseau d'environ 30 300 gigawattheures pour 2024, pour un coût total préliminaire d'environ 2,78 milliards d'euros, contre 34 300 gigawattheures et 3,34 milliards d'euros en 2023. Les 19 318 interventions de redéploiement par an mentionnées dans le texte initial correspondent aux mesures individuelles sur le réseau de transport et représentent un ordre de grandeur plausible. Cependant, les évaluations actuelles du secteur de la distribution montrent que la fréquence des interventions de redéploiement (Redispatch 2.0) augmente considérablement suite à l'intégration des petites centrales ; les premières estimations pour 2025 indiquent un doublement du nombre d'interventions. Il ne s'agit pas de phénomènes marginaux, mais bien des conséquences économiques d'un système dont les lieux de production ne correspondent plus aux lieux de consommation.

Le fait que les périodes de faible production éolienne et solaire soient réelles n'est pas une affirmation polémique, mais une réalité météorologique. Des périodes de plusieurs semaines de haute pression en hiver, avec de faibles rendements éoliens et une production solaire négligeable, se produisent régulièrement. En décembre 2022 et novembre 2024, les centrales à gaz, à charbon et à biomasse, ainsi que les importations en provenance de France, des Pays-Bas et du Danemark, ont dû compenser la consommation résiduelle. Le fait que le système fonctionne durant ces phases témoigne de la réussite des marchés européens interconnectés et du maintien du parc de centrales à combustibles fossiles, et non de l'autonomie du système allemand d'énergies renouvelables. Ce qui importe économiquement, c'est que cette capacité résiduelle joue un rôle d'assurance qui doit être financé, même si elle ne fonctionne que quelques centaines d'heures par an. Ce problème de financement constitue le défaut de conception fondamental de l'architecture du marché allemand.

Les deux mondes du système énergétique : secteur de l'électricité versus énergie finale

L'une des distorsions les plus fréquentes dans ce débat est la confusion entre la part de la production d'électricité et celle de l'énergie primaire. Si les communiqués de presse affirmant que plus de la moitié de l'électricité allemande provient de l'énergie éolienne et solaire sont factuellement exacts, cela ne signifie pas pour autant que la moitié de la consommation énergétique du pays est neutre en carbone. En 2024, la part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d'énergie était d'environ 22 %, et d'environ 20 % dans la consommation d'énergie primaire. La raison est simple : l'électricité ne représente qu'une partie du système énergétique. Le chauffage des bâtiments, la chaleur de process dans l'industrie et les transports – notamment le transport de marchandises, le transport maritime et aérien – restent majoritairement assurés par des énergies fossiles.

Cette asymétrie engendre un problème stratégique rarement abordé ouvertement. Chaque couplage sectoriel, c'est-à-dire la conversion du chauffage et des transports à l'électricité, accroît la consommation d'électricité. Si la transition énergétique dans les secteurs du chauffage et des transports doit être menée à bien, la consommation brute d'électricité passera d'environ 510 térawattheures aujourd'hui à un niveau compris entre 750 et 1 000 térawattheures, selon le modèle et les hypothèses relatives à l'hydrogène. Cela signifie que la production, les réseaux et les installations de stockage doivent non seulement satisfaire la demande actuelle, mais aussi la doubler quasiment d'ici vingt à vingt-cinq ans. L'expansion actuellement en cours, déjà considérée comme ambitieuse, ne représente qu'un tiers du chemin à parcourir pour atteindre l'objectif visé.

Nouveau : Brevet américain – Installez des parcs solaires jusqu'à 30 % moins cher et 40 % plus rapidement et plus facilement – ​​avec des vidéos explicatives ! – Image : Xpert.Digital

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.

Plus d'informations ici :

• Un clic plutôt qu'une vis : ce système ingénieux permet de construire des parcs solaires 40 % plus rapidement et révolutionne la transition énergétique

Le triangle des coûts : production, réseaux et la grande inconnue de la sauvegarde

Le débat sur les coûts des systèmes souffre d'une faiblesse méthodologique. Il se limite généralement aux coûts directs de production, c'est-à-dire au coût actualisé de l'électricité (CAE) des nouvelles centrales éoliennes ou solaires, dont les prix aux enchères oscillent désormais entre 5 et 8 centimes par kilowattheure. Cette baisse de prix est certes impressionnante et mérite d'être soulignée. Toutefois, elle ne reflète pas le coût total du système, car celui-ci inclut la production, les réseaux, le stockage, l'appoint, l'équilibrage du réseau, les services auxiliaires, ainsi que le financement et le coût d'opportunité liés aux capacités installées excédentaires.

Une étude commandée par la Chambre de commerce et d'industrie allemande et réalisée par Frontier Economics estime ces coûts, pour la période 2025-2049, entre 4 800 et 5 400 milliards d'euros. Le détail de ces coûts est révélateur : 2 000 à 2 300 milliards d'euros sont imputables aux importations d'énergie, 1 200 milliards aux coûts du réseau, 1 100 à 1 500 milliards aux investissements dans les centrales électriques et environ 500 milliards à leur exploitation. Rapporté à la population d'une population de près de 84 millions d'habitants, dont l'âge moyen est de 24 ans, ce montant représente un coût annuel de l'ordre de 100 000 euros. Le chiffre de 430 euros par habitant cité dans le texte original est donc une estimation plutôt prudente et se réfère à une définition plus restrictive des coûts du système.

Le volet relatif à l'extension du réseau est particulièrement révélateur. La demande identifiée par les gestionnaires de réseau de transport dans le plan de développement du réseau comprend, dans le scénario cible, plusieurs milliers de kilomètres de nouvelles lignes de transport à haute tension, complétés par des tronçons considérablement plus longs sur le réseau de distribution. Le chiffre de 16 800 kilomètres de lignes nécessaires, dont seulement 3 500 kilomètres sont actuellement construits, reflète l'ampleur totale des mesures lorsque les réseaux de transport et de distribution sont combinés, et est réaliste à cet égard. Sur le plan économique, le kilométrage nominal est moins important que le temps d'obtention des autorisations et de construction, qui, pour des projets d'envergure comme SuedLink et SuedOstLink, dépasse régulièrement une décennie. Les conséquences financières de ces retards sont doubles : d'une part, l'infrastructure devient plus coûteuse en raison de l'inflation et des péages urbains ; d'autre part, les coûts de réacheminement augmentent car le réseau n'est pas disponible sur les lieux de production.

Les centrales à gaz : un pont qui ne devrait pas en être un – La nouvelle dépendance aux énergies fossiles

La conseillère économique Veronika Grimm a souligné à plusieurs reprises ces dernières années que, sans un développement rapide des centrales électriques pilotables, l'ensemble du projet de transition énergétique est menacé. Cette position bénéficie d'un large soutien au sein du Conseil des experts économiques et de la communauté scientifique spécialisée dans les politiques énergétiques. La raison sous-jacente est techniquement implacable : une fois les dernières centrales nucléaires fermées et les plans de sortie du charbon mis en œuvre, un déficit de capacité garantie d'environ 20 à 50 gigawatts apparaîtra dans les années à venir, selon les scénarios. Ce déficit ne peut être comblé à court terme avec les technologies actuelles, ni par les batteries ni par l'hydrogène.

Le compromis politique aboutit à des centrales à gaz capables de produire de l'hydrogène, initialement alimentées au gaz naturel puis converties à l'hydrogène. Il s'agit d'un exercice d'équilibriste tant du point de vue économique que climatique. D'une part, la construction de nouvelles centrales à gaz accroît l'infrastructure d'énergies fossiles dans un pays qui vise précisément à la réduire. D'autre part, les modèles d'exploitation ne sont pas économiquement viables sans marché de capacité ni garanties publiques, car une centrale fonctionnant seulement quelques centaines d'heures par an ne peut refinancer ses coûts fixes sur le marché au comptant. Le gouvernement fédéral s'oriente donc vers un mécanisme de capacité qui augmente encore les coûts du système et qui, dans le débat public, n'est généralement pas attribué aux énergies renouvelables, alors même qu'il serait inutile sans la volatilité de ces sources d'énergie.

L'illusion des batteries : pourquoi le stockage (nouveau : toujours) ne peut pas remplacer une centrale électrique

Un discours persistant affirme que les batteries et autres systèmes de stockage rendront obsolètes les infrastructures de secours à combustibles fossiles. Ce discours confond deux tâches totalement différentes. Les solutions de stockage à court terme, telles que les batteries lithium-ion, le stockage par pompage-turbinage ou le stockage thermique, permettent de stocker l'énergie pendant quelques heures, voire quelques jours au maximum. Techniquement abouties, elles sont de plus en plus attractives sur le plan économique, notamment pour lisser la production d'énergie solaire entre le jour et la nuit et pour commercialiser l'énergie d'équilibrage. Leur coût d'investissement varie de 100 € à 400 € par kilowattheure de capacité de stockage utile, selon la taille et la durée.

Les systèmes de stockage à long terme, destinés à compenser les périodes de faible production éolienne et solaire durant une à deux semaines, constituent un tout autre problème. Pour l'Allemagne, des modèles de systèmes plausibles indiquent un besoin de stockage saisonnier compris entre 50 et 100 térawattheures. À titre de comparaison, l'ensemble des grands systèmes de stockage lithium-ion actuellement installés en Europe totalisent moins de 50 gigawattheures, soit environ un millième de la capacité requise. La solution techniquement réalisable est l'hydrogène, produit par électrolyse à partir du surplus d'électricité, stocké dans des cavernes et reconverti en électricité dans des turbines à gaz. Chacune de ces étapes de conversion engendre des pertes d'énergie, avec des rendements globaux oscillant entre 25 et 40 %. Cela signifie que pour chaque kilowattheure d'électricité effectivement consommé, il faut produire en amont deux à quatre fois plus d'énergie renouvelable. Quiconque envisage sérieusement l'hydrogène doit accélérer considérablement le développement de l'énergie éolienne et solaire, porter la capacité des électrolyseurs à plusieurs centaines de gigawatts et créer une infrastructure de canalisations et de cavernes qui n'existe actuellement qu'à l'état rudimentaire.

En lien avec ceci :

• NOUVEAU : Un piège à milliards de dollars pour les centrales à gaz ? Pourquoi les systèmes de stockage d'énergie par batteries à long terme constituent désormais le meilleur choix

Le problème du plateau : lorsque la capacité augmente sans génération

Un phénomène rarement étudié est l'écart entre la capacité installée et la production d'énergie réelle. Si la capacité éolienne et solaire installée a connu une forte augmentation depuis 2015, la production brute d'électricité issue de ces sources a progressé plus lentement en raison de l'augmentation des limitations de production, de la congestion du réseau et du faible taux d'utilisation à pleine charge sur les nouveaux sites, moins performants. De plus, la consommation totale d'électricité n'a pas augmenté comme prévu, car l'industrie, les véhicules électriques et les pompes à chaleur affichent des performances inférieures aux attentes. Il en résulte un système qui, dans le discours politique, semble croître rapidement, mais dont les statistiques de production stagnent.

Du point de vue de la politique économique, ce plateau est dangereux car il révèle une limite structurelle du modèle actuel. Chaque centrale solaire supplémentaire construite dans le sud de l'Allemagne ou chaque parc éolien construit dans le nord produit de l'électricité aux heures de pointe qui, faute de capacité de transport suffisante, est soit écrêtée, soit exportée à prix négatif. Le bénéfice économique marginal de cette capacité supplémentaire diminue, tandis que les coûts marginaux des réseaux, du stockage et des systèmes de secours augmentent. En termes économiques, le système franchit le seuil des économies d'échelle négatives.

La lutte pour les privilèges : l'économie distributive d'une transformation

Toute transformation majeure engendre des gagnants et des perdants, et la transition énergétique ne fait pas exception. Parmi les gagnants structurels figurent les développeurs de parcs éoliens et solaires, les fabricants de technologies de stockage et de réseaux électriques, les cabinets de conseil spécialisés dans la réglementation, les propriétaires fonciers dont les terrains sont nécessaires à la construction de lignes de transport d'électricité, de zones éoliennes prioritaires ou de sous-stations électriques, ainsi que l'industrie photovoltaïque et des batteries chinoise, tournée vers l'exportation. Les perdants structurels comprennent les industries énergivores qui ne bénéficient d'aucun traitement préférentiel, les locataires sans influence sur les décisions relatives au chauffage et à l'isolation, les usagers des zones rurales dépourvus d'alternatives de transport en commun, et les petites et moyennes entreprises qui ne reçoivent ni allégement fiscal ni flexibilité stratégique.

Ces effets distributifs ne sont pas de simples effets secondaires, mais revêtent une importance politique et économique majeure, car ils déterminent l'acceptation de la transition. Si les ménages à faibles revenus doivent consacrer une part plus importante de leur revenu disponible à l'énergie, si les régions à forte concentration industrielle souffrent de manière disproportionnée des écarts de prix de l'électricité, et si, parallèlement, des subventions sont allouées à des secteurs dont la création de valeur est en partie délocalisée, une érosion politique se produit, qui se reflète dans les résultats électoraux et les majorités parlementaires. D'un point de vue économique, la transition énergétique n'est pas seulement un projet climatique, mais un vaste projet de redistribution dont le bilan, du point de vue de la justice, a jusqu'à présent manqué de transparence.

Le contexte européen : pourquoi l’Allemagne ne décide pas seule de l’issue du conflit

La transition énergétique allemande est souvent présentée comme si elle se déroulait en vase clos. En réalité, le secteur électrique allemand est intégré au réseau interconnecté européen et ses prix sont déterminés par les zones tarifaires et les flux d'échanges sur EPEX Spot, filiale parisienne d'EEX, les bourses d'Oslo et d'Amsterdam, ainsi que par les enchères transfrontalières de capacité. Cette intégration constitue un atout économique majeur car elle permet d'importer de l'électricité en période de faible production éolienne et d'en exporter en période de surplus, généralement à des prix très bas. Parallèlement, elle présente un risque car les décisions politiques prises par les pays voisins, comme le développement du nucléaire en France ou la production d'électricité à partir de charbon en Pologne, ont un impact direct sur l'économie du système allemand.

L'interaction avec la France est particulièrement intéressante. Le parc nucléaire français, qui sera en grande partie de nouveau opérationnel d'ici 2025 après de longs arrêts, exporte régulièrement d'importantes quantités d'électricité vers l'Allemagne durant l'hiver. Pour la première fois depuis longtemps, des importations nettes sont enregistrées dans la balance commerciale allemande de l'électricité pour 2024. Cela signifie simplement que l'indépendance énergétique tant vantée par l'Allemagne a été atteinte en fermant simultanément ses centrales de base et en recourant à l'énergie nucléaire étrangère. D'un point de vue européen, cette stratégie est efficace ; d'un point de vue national, elle rompt avec le discours prônant une production nationale d'électricité toujours plus importante.

Ce que les données révèlent réellement : une évaluation économique globale

L'examen des quatre promesses citées en introduction, à la lumière des données disponibles, révèle un tableau ambivalent mais clair. La promesse de coûts énergétiques plus bas concerne les coûts de production des nouvelles centrales, mais pas les prix pour le consommateur final, qu'il s'agisse des ménages ou des petites et moyennes entreprises (PME) énergivores. L'écart entre les coûts de production et les prix pour le consommateur final s'explique par l'architecture du système de taxes, de prélèvements, de redevances de réseau et de mécanismes de marché, qui n'a pas été allégée en vingt ans. La promesse d'une production d'énergie plus propre concerne la production d'électricité, mais dans les classements internationaux et par rapport à la consommation énergétique totale, elle est nettement moins impressionnante que ne le laisse entendre le discours politique. La promesse d'indépendance a été partiellement tenue en ce qui concerne les importations de combustibles fossiles, mais clairement bafouée en ce qui concerne les matières premières, les composants et les intrants industriels. La promesse d'un approvisionnement sûr est toujours d'actualité, mais le nombre d'interventions sur le réseau, le niveau des coûts de réacheminement et la dépendance structurelle aux énergies fossiles et aux importations montrent que cette sécurité devient de plus en plus coûteuse et de plus en plus fragile.

Cela ne signifie pas que la transition énergétique a échoué, mais elle ne suit pas non plus la voie souhaitée par ses partisans. Il s'agit d'un projet inachevé, dont les aspects les moins coûteux – à savoir, l'installation simple de parcs solaires et éoliens dans des emplacements stratégiques – sont déjà réalisés, tandis que les aspects les plus onéreux et complexes – stockage, réseaux, alimentation de secours, interconnexion des secteurs, sécurisation des matières premières et harmonisation européenne – restent à venir. Toute analyse économique rigoureuse se doit de reconnaître que le coût marginal des dix prochains points de pourcentage de décarbonation sera nettement supérieur à celui des cinquante premiers.

La direction est bonne, le rythme est mauvais, et la conception encore moins

Une analyse objective ne conduit pas à la conclusion qu'il faille abandonner la transition énergétique. La trajectoire des émissions mondiales, la baisse des coûts de production des énergies renouvelables et la fragilité géopolitique des chaînes d'approvisionnement en combustibles fossiles font de la décarbonation une nécessité industrielle et un choix stratégique judicieux. Toutefois, elle conduit à la conclusion que la conception actuelle de la transition énergétique allemande n'est ni rentable ni compatible avec la politique industrielle. Développer la capacité de production d'énergies renouvelables sans extension concomitante du réseau et du stockage, privilégier la production d'électricité de base bas carbone à celle d'électricité de base à partir de combustibles fossiles, externaliser la chaîne de valeur auprès de concurrents stratégiques, négliger un mécanisme de capacité fiable et restreindre la communication au secteur de l'électricité sont autant d'erreurs de conception évitables. Chacune de ces erreurs a un coût, et ce coût ne fera qu'augmenter si on les ignore.

L'affirmation selon laquelle le vent et le soleil ne facturent rien reste vraie dans un sens restreint. Cependant, le système qui les sous-tend en génère bel et bien une : une facture importante, diffuse et parfois imperceptible. Identifier cette facture, la hiérarchiser et la traduire en un projet économiquement viable constitue le véritable enjeu des prochaines législatures. Ceux qui considèrent cette approche comme un aveu de défaitisme confondent critique et rejet. Quant à ceux qui la jugent hors de propos, ils n'ont pas saisi le projet qu'ils défendent.

Des toitures industrielles photovoltaïques aux parcs solaires et aux grands parkings solaires

☑️ Notre langue de travail est l'anglais ou l'allemand

☑️ NOUVEAU : Correspondance dans votre langue maternelle !

Konrad Wolfenstein

Mon équipe et moi-même sommes heureux de pouvoir vous accompagner en tant que conseiller personnel.

Vous pouvez me contacter en remplissant le formulaire de contact ici ou simplement m'appeler au +49 7348 4088 965. Mon adresse e-mail est : [email protected]

J'attends avec impatience notre projet commun.

☑️ Services EPC (Ingénierie, Approvisionnement et Construction)

☑️ Développement de projets clés en main : Développement de projets d'énergie solaire du début à la fin

☑️ Analyse du site, conception du système, installation, mise en service, maintenance et assistance

☑️ Financeur de projet ou intermédiaire de fournisseurs de capitaux