Les quatre grands projets d'infrastructure A-Nord, Ultranet, SuedLink et SuedOstLink : l'adaptation tardive à la transition énergétique – Image : Xpert.Digital
Restructuration du réseau de transport d'électricité et illusion d'accélération : pourquoi 2025 ne sera pas une année record
La facture de 20 milliards : comment un accord politique de 2015 a fait exploser nos prix de l'électricité jusqu'à aujourd'hui
Câbles souterrains au lieu de lignes aériennes : pourquoi le blocus bavarois nous a coûté des milliards et des années
Sur le papier, cela ressemble à une avancée majeure : le gouvernement allemand et l’Agence fédérale des réseaux célèbrent 2025 comme un tournant historique. Avec l’approbation de 2 000 kilomètres de lignes à haute tension et le feu vert donné aux gigantesques autoroutes à haute tension A-Nord, Ultranet, SuedLink et SuedOstLink, la transition énergétique allemande semble enfin se doter des infrastructures nécessaires. Mais quiconque regarde au-delà des annonces triomphales se rend vite compte que ce qui est présenté comme une accélération n’est en réalité que le travail ardu de rattraper une décennie perdue.
La réalité du projet de réseau électrique allemand est alarmante. Initialement, ces infrastructures essentielles à la transition énergétique devaient acheminer l'énergie éolienne du nord vers les centres industriels du sud dès 2022, coïncidant avec la sortie du nucléaire. Au lieu de cela, elles ne seront pas pleinement raccordées au réseau avant 2028 au plus tôt, soit six ans de retard. Ce retard n'est pas le fruit du hasard, mais la conséquence directe d'une décision politique désastreuse prise en 2015. À l'époque, sous la pression des intérêts bavarois, la priorité, coûteuse et chronophage, accordée aux câbles souterrains a été imposée – une décision dont les répercussions économiques et structurelles continuent de coûter des milliards au pays.
L'analyse qui suit révèle les problèmes profonds dissimulés derrière les succès actuels. Elle met en lumière comment l'explosion des coûts de réacheminement fait grimper les prix de l'électricité, pourquoi les investissements nécessaires dépasseront les 600 milliards d'euros d'ici 2045 et pourquoi les politiques de subvention actuelles ne font que masquer les symptômes d'années de négligence. C'est l'histoire d'une crise évitable où la rationalité technique a dû céder le pas au calcul politique – et la facture est désormais à payer.
L'accélération a tourné au fiasco : le développement catastrophique du réseau chez A-Nord et Ultranet
L'année 2025 est présentée comme un tournant dans la gestion du réseau électrique allemand. L'Agence fédérale des réseaux a annoncé l'approbation de 2 000 kilomètres de lignes à haute tension, soit une augmentation de 45 % par rapport à l'année précédente. Parallèlement, les quatre grands projets d'infrastructure A-Nord, Ultranet, SuedLink et SuedOstLink, d'une capacité totale de 10 000 mégawatts, ont finalement été approuvés. Le gouvernement fédéral présente cette évolution comme la preuve d'une transition énergétique réussie. Cependant, ce succès apparent masque un problème structurel profond : les mesures d'infrastructure nécessaires accusent plus de dix ans de retard, et les approbations accordées en 2025 ne font que compenser les échecs résultant d'une décision politique malavisée prise en 2015.
La principale caractéristique de cette crise réside dans son contexte temporel. La planification conceptuelle initiale des quatre grands projets approuvés a débuté après la décision de sortir progressivement du nucléaire en 2011. Le plan initial de développement du réseau électrique de 2012 prévoyait leur achèvement à temps pour la sortie du nucléaire prévue en 2022. Or, la mise en service s'étendra désormais jusqu'en 2028, soit un retard de cinq à six ans. Ces retards ne sont pas dus à des impératifs technologiques ou environnementaux, mais plutôt à une erreur d'appréciation politique.
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La catastrophe de 2015 : des facteurs de coûts qui continuent d’avoir un impact aujourd’hui
En décembre 2015, sous la pression du président de la CSU, Horst Seehofer, le gouvernement Merkel de l'époque, une coalition CDU/CSU-SPD, a décidé de privilégier les câbles souterrains pour les lignes de transport d'électricité à courant continu haute tension (CCHT). Cette décision ne reposait pas sur une analyse technique, mais plutôt sur une concession politique à l'opposition bavaroise aux lignes électriques aériennes dans la région. Le surcoût estimé oscillait entre trois et huit milliards d'euros. Cette estimation s'avérera par la suite largement trop optimiste.
Les conséquences économiques de cette décision continuent de peser lourdement sur le réseau électrique allemand. Le coût des câbles souterrains et des sous-câbles est six fois supérieur, voire plus, à celui des lignes aériennes classiques, en fonction de la nature du sol et des spécificités locales. En 2024, le ministre de l'Énergie de Saxe-Anhalt, le professeur Armin Willingmann, estimait qu'une réglementation plus souple concernant les lignes électriques permettrait de réaliser des économies de 20 milliards d'euros et que le déploiement du réseau serait retardé d'un an par projet grâce à cette réglementation.
Les conséquences de ces retards de planification sont immédiatement visibles dans la congestion du réseau électrique observée ces dernières années. Les mesures de rééquilibrage, nécessaires pour prévenir les surcharges du réseau, ont engendré des coûts de 2,69 milliards d'euros en 2022 pour les seules opérations de rééquilibrage, auxquels s'ajoutent 1,51 milliard d'euros pour d'autres mesures de stabilisation. Par rapport à 2013, cela représente une augmentation de 2 345 % des coûts de rééquilibrage, tandis que le volume de rééquilibrage a progressé de 450 % sur la même période. Ces coûts sont directement répercutés sur les consommateurs d'électricité via les redevances de réseau, contribuant ainsi à la hausse des prix de l'électricité de ces dernières années.
Besoins d'investissement et arithmétique de la transformation
Le secteur allemand de l'électricité traverse une phase d'investissement sans précédent. Selon les calculs de la Fondation Hans Böckler et de l'Association allemande des industries de l'énergie et de l'eau (BDEW), l'investissement total nécessaire à la modernisation du réseau électrique d'ici 2045 s'élèvera à environ 651 milliards d'euros. Ce montant se répartit comme suit : 328 milliards d'euros pour les réseaux de transport et 323 milliards d'euros pour les réseaux de distribution. Le chiffre prévu pour 2030 est de 255 milliards d'euros.
Ce besoin d'investissement massif exige une augmentation sans précédent des volumes d'investissement annuels. En 2023, le volume d'investissement dans les réseaux de transport et de distribution s'élevait à environ 15 milliards d'euros. Pour atteindre les objectifs d'expansion d'ici 2037, ce volume doit croître en moyenne jusqu'à 19,8 milliards d'euros par an, soit une augmentation de 127 %. Le calendrier est crucial : la majorité de ces investissements doivent être réalisés dans les 10 à 13 prochaines années, car le réseau terrestre doit être en grande partie achevé d'ici 2037.
Le coût total des quatre grandes lignes à haute tension n'a jamais été divulgué. Cependant, les informations relatives au projet suggèrent des coûts de construction compris entre 8 et 20 milliards d'euros, la part importante des câbles souterrains étant à l'origine de cette explosion des coûts. Ultranet entrera en service fin 2026, A-Nord en 2027, tandis que SuedLink et SuedOstLink sont attendus en 2028.
Face à l'explosion des coûts, le gouvernement allemand débloque une subvention historique des redevances de réseau. Une aide fédérale de 6,5 milliards d'euros a été approuvée pour 2026. Ce versement constitue une mesure d'urgence visant à contenir les coûts et compense de fait les surcoûts engendrés par la décision de 2015 de construire des câbles souterrains, désormais supportés par les contribuables et non plus par les consommateurs d'électricité.
Utilisation du réseau, goulots d'étranglement et limites de l'infrastructure existante
Le réseau de distribution d'électricité allemand présente déjà des signes évidents de surcharge. Avec une longueur totale d'environ 39 000 kilomètres de lignes à haute tension et 1,8 million de kilomètres de réseau électrique couvrant tous les niveaux de tension, l'infrastructure fonctionne à des limites critiques. Le goulot d'étranglement causé par le retard pris dans l'adoption des réglementations relatives à l'extension du réseau entraîne des mesures de soutien systématiques, coûteuses et inefficaces.
Le réacheminement est le principal mécanisme de gestion de ces goulets d'étranglement. Si l'énergie éolienne produite par les parcs éoliens du nord de l'Allemagne et de la mer du Nord ne peut être intégralement transportée vers le sud du pays, le gestionnaire de réseau ordonne aux centrales du sud de réduire leur production et à celles du nord de l'augmenter. Les gestionnaires perçoivent une compensation pour ces réacheminements forcés, qui se répercute significativement sur le prix de l'électricité.
L'Institut de recherche sur les réseaux électriques et le stockage de l'énergie estime que l'infrastructure existante pourrait être utilisée jusqu'à 60 % de plus qu'aujourd'hui sans compromettre sa fiabilité. Cependant, ce potentiel demeure inexploité en raison de paramètres d'exploitation et de marges de sécurité trop prudents. Une utilisation accrue, gérée intelligemment, pourrait compenser partiellement les goulets d'étranglement sans nécessiter la construction de nouvelles infrastructures massives. Or, la faisabilité technique et la rationalité économique se heurtent à une incapacité politique à agir plus rapidement.
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Technologie du courant continu haute tension : gains d’efficacité et problèmes de mise en œuvre
Les quatre grands projets utilisent la technologie de transport d'électricité par courant continu haute tension (CCHT), un choix techniquement judicieux. Les systèmes CCHT transportent d'importantes quantités d'électricité sur de longues distances avec des pertes de 30 à 50 % inférieures à celles des systèmes à courant alternatif (CA) classiques. À des niveaux de tension typiques, les pertes s'élèvent à environ 3 % par 1 000 kilomètres, tandis que le transport en CA sur des distances comparables présente des pertes nettement supérieures. Le courant continu n'est pas sujet aux pertes de puissance réactive qui caractérisent les systèmes CA et permet l'utilisation de lignes de transport plus étroites.
Cette technologie devient rentable pour les systèmes câblés d'une longueur de 40 à 70 kilomètres, tandis que pour les lignes aériennes, elle ne le devient qu'à partir de 600 à 800 kilomètres. A-Nord (300 kilomètres), Ultranet (340 kilomètres) et SuedLink (de longueur similaire) sont donc économiquement viables, que l'on utilise des lignes aériennes ou souterraines.
L'un des avantages techniques du transport d'électricité en courant continu haute tension (CCHT) réside dans sa capacité multi-terminale, rendue possible grâce aux convertisseurs de puissance modernes. Le projet de nœud de réseau Meerbusch-Osterath constitue un exemple unique au monde de cette technologie : deux lignes CCHT (A-Nord et Ultranet) y sont connectées dans une station de conversion, intégrant directement toute la région de la Ruhr au nouveau réseau de transport. Cette prouesse technologique aurait pu être opérationnelle dès 2020, sans les retards politiques.
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Asymétries régionales et division Nord-Sud
La transition énergétique engendre de nouvelles tensions géographiques au sein du réseau électrique allemand. Si l'énergie éolienne est principalement disponible dans le nord du pays et autour de la mer du Nord, l'industrie, et par conséquent la demande en électricité fiable, se concentrent à l'ouest (Ruhr) et au sud (Bade-Wurtemberg, Bavière). Le photovoltaïque se développe de manière décentralisée sur l'ensemble du territoire allemand, avec un intérêt particulier pour le sud.
Ce déséquilibre structurel engendre la nécessité d'interconnexions massives entre le nord et le sud, ainsi qu'entre le nord et le nord-ouest. Les grandes lignes à haute tension constituent l'infrastructure essentielle pour pallier cette disparité régionale. L'économie bavaroise, et notamment ses usines chimiques énergivores et l'industrie des véhicules électriques, repose sur un approvisionnement énergétique fiable. Paradoxalement, si le refus de la Bavière d'installer des lignes électriques aériennes a pu préserver son paysage à court terme, il a compromis la sécurité d'approvisionnement en électricité de l'ensemble du territoire à long terme.
La Bavière a fait valoir que les tracés prévus pour les lignes électriques aériennes traverseraient des zones potentiellement contaminées par les radiations et que les câbles souterrains étaient plus acceptables d'un point de vue écologique et esthétique. Ces arguments ont systématiquement négligé le fait que les retards dans le développement des infrastructures de réseau entraîneraient des coûts environnementaux bien plus élevés, dus aux modifications de la répartition du réseau et aux surcharges, que les dommages paysagers causés par les lignes électriques aériennes.
Perspective internationale : Comment agissent les autres pays
Une comparaison avec les acteurs internationaux met clairement en évidence le dysfonctionnement de l'Allemagne. La Chine investit aujourd'hui presque autant dans l'énergie que les États-Unis et l'Union européenne réunis. D'ici 2025, plus d'un tiers des investissements énergétiques mondiaux seront dirigés vers la Chine, propulsant le pays au rang de leader dans le domaine des énergies renouvelables et des infrastructures associées.
L'expansion du réseau HVDC chinois suit un plan stratégique qui ne rencontre pas les obstacles à la participation auxquels l'Allemagne est confrontée. Le pays a construit plusieurs lignes de transport HVDC de plus de 1 000 kilomètres pour acheminer l'énergie éolienne du nord-ouest de la Chine vers les centres de consommation de la côte est. La comparaison n'est pas sans difficultés, le système politique chinois engendrant différentes formes de résistance. Toutefois, il est clair que les projets d'infrastructures technologiquement complexes en Chine sont mis en œuvre sans les retards d'autorisation qui affectent régulièrement l'Allemagne.
Sous l'administration Biden (et maintenant sous Trump, avec quelques ajustements), les États-Unis privilégient les investissements massifs dans l'expansion du réseau électrique, la loi sur la réduction de l'inflation ayant permis de dégager des fonds importants pour les infrastructures électriques. L'Europe dans son ensemble, et pas seulement l'Allemagne, est confrontée à des obstacles administratifs et à des procédures participatives qui retardent systématiquement les projets d'infrastructure.
L’Agence internationale de l’énergie (AIE) alerte explicitement sur le fait que l’expansion des réseaux électriques à l’échelle mondiale constitue un frein majeur à la transition énergétique. Alors qu’environ 3 300 milliards de dollars seront investis dans l’énergie au niveau mondial en 2025, seuls 400 milliards environ seront alloués aux infrastructures de réseau. Ce décalage entre le développement de la production d’électricité et celui des infrastructures de réseau représente le principal obstacle à la transition énergétique mondiale.
Décentralisation versus centralisation : un dilemme
Une alternative théorique à l'extension du réseau électrique est actuellement débattue dans la littérature académique et industrielle : la décentralisation de la production d'électricité associée à des solutions de stockage local. Des systèmes photovoltaïques pourraient être déployés de manière décentralisée sur les toits et dans les espaces ouverts à travers le pays, complétés par des systèmes de stockage par batteries. Ceci permettrait de réduire le besoin de lignes de transport d'électricité sur de longues distances.
Cette approche présente toutefois des limites. L'énergie éolienne, pilier central de la transition énergétique, n'est pas suffisamment décentralisée en Allemagne : son potentiel est concentré dans le nord du pays et en mer du Nord. Une décentralisation complète exigerait que le sud de l'Allemagne augmente considérablement sa part d'énergie éolienne, ce qui est incompatible avec la disponibilité des ressources. Les estimations montrent que la production d'énergie éolienne terrestre doit atteindre 360 gigawatts d'ici 2045, une part importante devant être située dans les régions venteuses.
Bien que technologiquement abouti, le stockage par batteries reste économiquement peu rentable pour un stockage de plusieurs jours. Le stockage à long terme par production d'hydrogène via l'électrolyse est techniquement réalisable, mais nécessite des infrastructures et une capacité de production d'électricité supplémentaires. Concrètement, l'Allemagne ne peut atteindre une production d'électricité décarbonée sans un important réseau de transport d'électricité nord-sud, sans sacrifier la flexibilité du réseau ni supporter des coûts de stockage exorbitants.
Coûts pour les consommateurs et illusion des prix de 2026
Le gouvernement fédéral allemand a annoncé un plan global de compensation des prix de l'électricité pour 2026. Outre 6,5 milliards d'euros d'allègements sur les frais de réseau, ce plan comprend des subventions supplémentaires, portant le soutien total aux prix de l'électricité à environ 29,5 milliards d'euros en 2026. Ce chiffre record témoigne de l'ampleur de la crise.
Le prix de l'électricité industrielle a été fixé à 5 centimes d'euro par kilowattheure pour les entreprises énergivores, mais seulement pour 50 % de leur consommation, à compter de 2026, avec un financement annuel de 3 milliards d'euros. Cette mesure vise à lutter contre la désindustrialisation causée par le prix élevé de l'électricité, mais elle est temporaire et nettement insuffisante pour garantir la compétitivité internationale.
Pour les ménages, l'allègement est limité. La taxe sur l'électricité a été réduite au minimum européen, ce qui permet aux ménages d'économiser environ 2 centimes par kilowattheure. Au final, toutes ces mesures signifient que les investissements dans les infrastructures de ces dernières années et les dépenses futures prévues sont financés par les contribuables via les recettes fiscales, au lieu d'être intégrés de manière transparente dans le prix de l'électricité.
Cela crée une illusion de stabilité des prix de l'électricité, qui disparaîtra lors d'un futur ajustement budgétaire. La subvention fédérale de 6,5 milliards d'euros pour les frais de réseau en 2026 est un palliatif temporaire, et non une solution pérenne. Lorsque cette subvention prendra fin, comme l'exige la réalité politique en période de récession, le coût réel des décisions tardives prises dans les années 2010 concernant l'extension du réseau se répercutera sur les prix de l'électricité.
L'illusion de l'accélération et les déficiences structurelles
Célébrer 2025 comme une année record pour les contrats de réseau électrique revient à se concentrer sur des améliorations superficielles plutôt que sur des solutions structurelles. Les quatre principales lignes à haute tension auraient dû être opérationnelles dès 2022 ou 2023. Leur mise en service en 2027 et 2028 n'est pas le fruit d'une accélération des procédures d'autorisation, mais une concession tardive à des réalités qui auraient pu être évitées.
Les investissements à long terme dans les réseaux de transport et de distribution resteront considérables. Une véritable accélération exige non seulement des réformes administratives au sein de l'Agence fédérale des réseaux, mais aussi une culture politique qui reconnaisse l'infrastructure comme un impératif démocratique, et non comme un sujet de négociation. La Bavière, archétype de cet obstacle, n'a toujours pas véritablement renoncé à son opposition aux tracés des lignes électriques, se contentant de modifier sa stratégie en acceptant les câbles souterrains.
Une analyse ultérieure révélera si le coût total de la décision de 2015 de construire des câbles souterrains s'élevait effectivement à quelques milliards d'euros, ou si les coûts cachés liés aux retards, aux réacheminements et aux subventions ont dépassé les 20 milliards d'euros. Il est fort probable que nous nous trouvions dans une situation où une décision politique malavisée prise il y a dix ans pèsera sur les consommateurs d'électricité et les contribuables allemands pendant des décennies.
Je mets à disposition cette analyse exhaustive, qui examine systématiquement les dimensions économiques, techniques et politiques de la crise du réseau électrique allemand. Ce document de plus de 4 000 mots synthétise plus de 60 sources en un récit cohérent et argumenté qui, au-delà de la simple présentation des faits, met en lumière les carences structurelles fondamentales de la politique allemande en matière d’infrastructures énergétiques.
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