Libéralisation du marché de l'électricité – la même erreur, trente ans plus tard : pourquoi le boom des batteries en Allemagne se dirige actuellement vers le désastre

De la bureaucratie au lieu de l'électricité : comment les gestionnaires de réseau bloquent le marché du stockage en Allemagne

Un air de déjà-vu dans la transition énergétique : l'Allemagne répète une erreur fatale des années 1990

Le marché allemand du stockage d'énergie par batteries connaît un essor sans précédent, pourtant une part importante de cette capacité ne parvient jamais aux consommateurs. Alors que les promoteurs investissent des milliards dans de nouvelles installations, leur réalisation est de plus en plus entravée par un vide réglementaire critique concernant le raccordement au réseau. Au lieu de règles uniformes et de procédures transparentes, les investisseurs se heurtent à l'arbitraire bureaucratique des gestionnaires de réseau locaux. La situation rappelle un scénario déjà vu : en 1998, la libéralisation du marché de l'électricité a failli échouer précisément à cause de ce « accès négocié au réseau », jusqu'à ce que les législateurs interviennent avec une réglementation stricte en 2005. Aujourd'hui, trente ans plus tard, cette erreur se répète sur le marché du stockage. Les consommateurs d'électricité en subissent les conséquences : les batteries opérationnelles restant hors réseau, les coûts de gestion de la congestion explosent et se chiffrent en milliards. Pour que la transition énergétique ne soit pas compromise par un manque d'infrastructures, les décideurs politiques doivent tirer les leçons du passé et enfin réglementer de manière cohérente l'accès au réseau pour les systèmes de stockage.

L’Allemagne commet une nouvelle erreur réglementaire – et la transition énergétique en paie le prix

L'ombre de 1998 : une libéralisation qui n'en fut pas une

En avril 1998, la loi modifiée sur l'industrie énergétique est entrée en vigueur en Allemagne, ouvrant officiellement le marché allemand de l'électricité. Des millions de foyers et d'entreprises devaient pouvoir choisir librement leur fournisseur d'électricité. La promesse était ambitieuse, mais la réalité fut décevante. L'Allemagne a opté pour un modèle inédit au sein de l'Union européenne : l'accès négocié au réseau. Au lieu d'une réglementation gouvernementale uniforme, les acteurs du marché devaient négocier entre eux les conditions d'accès aux réseaux des opérateurs établis pour un nouveau fournisseur d'électricité.

Le problème était évident et structurellement insoluble : quiconque doit négocier avec un monopole sans règles, délais ni normes minimales se trouve inévitablement en position de faiblesse. Les nouveaux fournisseurs d’électricité devaient conclure des accords individuels avec chacun des quelque 1 000 gestionnaires de réseau allemands de l’époque concernant les prix de transport, les modalités de facturation et les spécifications techniques. Les accords dits « de l’industrie » – VV I de 1998, VV II de 1999 et VV II+ de 2001 – visaient à instaurer des normes sectorielles volontaires, mais ont finalement échoué faute de mécanisme de contrôle. Les gestionnaires de réseau pouvaient retarder les demandes de renseignements, imposer des prix exorbitants, voire les ignorer purement et simplement – ​​en toute légalité, puisqu’aucune sanction contraignante n’était prévue. Seuls quelques nouveaux fournisseurs particulièrement persévérants ont survécu à cette stratégie d’usure.

Le tournant de 2005 : comment la réglementation crée des marchés

Sept ans après la libéralisation formelle, le législateur a tiré les conclusions qui s'imposaient. Le 13 juillet 2005, la deuxième loi de réforme du droit de l'énergie est entrée en vigueur, mettant fin au système allemand d'accès négocié au réseau. La modification de la loi sur l'industrie de l'énergie (EnWG) a instauré des règles uniformes et contraignantes d'accès au réseau sur l'ensemble du territoire, accompagnées de quatre ordonnances relatives à l'accès et à la tarification du réseau. Parallèlement, l'Agence fédérale des réseaux d'électricité, de gaz, de télécommunications, de poste et de chemin de fer (Federal Network Agency for Electricity, Gas, Telecommunications, Post and Railways), telle qu'elle existe aujourd'hui, s'est vue confier ses responsabilités spécifiques au marché de l'énergie et, de ce fait, la fonction de supervision de la régulation du réseau.

L'effet fut immédiat. Grâce à des procédures claires, des délais standardisés et la possibilité de poursuites en cas d'infraction, de véritables égalités de chances ont été instaurées pour les nouveaux acteurs du marché. Changer de fournisseur est devenu une démarche concrète et la concurrence s'est installée dans les faits, et non plus seulement sur le papier. Ce que le marché n'avait pu réaliser seul en sept ans, le législateur l'a accompli en quelques mois : une infrastructure concurrentielle opérationnelle. C'est là la leçon essentielle et intemporelle du marché de l'électricité de la fin des années 1990, qui se reproduit aujourd'hui en Allemagne de manière remarquablement directe.

Déjà vu sur le marché du stockage : une croissance sans cadre réglementaire

Le marché du stockage d'énergie par batteries en Allemagne connaît une croissance sans précédent. Fin 2025, environ 2,4 millions de systèmes de stockage stationnaires, d'une capacité totale de plus de 25 gigawattheures, étaient en service dans tout le pays – soit cinq fois plus qu'en 2020. Au cours du seul premier trimestre 2026, plus de deux gigawattheures supplémentaires ont été installés, portant le total à environ 28 gigawattheures. Le marché des systèmes de stockage à grande échelle, de l'ordre du mégawatt, a quasiment doublé sa capacité en 2025, passant d'environ 450 mégawatts à 842 mégawatts de capacité installée. Les projets en cours pour 2026 représentent 3,4 gigawatts supplémentaires, même si les experts du secteur prévoient que leur mise en œuvre effective sera inférieure à ces prévisions – non pas en raison d'un manque de demande, de technologie ou de capitaux, mais plutôt à cause d'un déficit réglementaire structurel en matière de raccordement au réseau.

Le parallèle avec la libéralisation du marché de l'électricité de 1998 n'est pas métaphorique ; il est concret : aujourd'hui encore, aucun cadre réglementaire contraignant et national n'encadre le raccordement des systèmes de stockage d'énergie par batteries à grande échelle au réseau. Les gestionnaires de réseau peuvent, à leur discrétion, formuler des exigences techniques, fixer des échéances, voire ignorer les demandes d'information. Les promoteurs de projets sont confrontés au même dilemme que les négociants en électricité du début des années 2000 : ils négocient avec des monopoles sans règles, sans échéances et sans voies de recours efficaces. L'accès négocié au réseau, officiellement abandonné sur le marché de l'électricité depuis 2005, persiste sur le marché du stockage d'énergie par batteries en 2026, avec les mêmes conséquences néfastes.

Points de blocage techniques : là où les systèmes de stockage finis attendent leur réception

Le raccordement d'un système de stockage d'énergie par batterie de grande capacité au réseau électrique ne se résume pas à une simple opération de branchement. Il commence par l'identification d'un point de raccordement approprié, c'est-à-dire le point d'entrée physiquement et techniquement adéquat sur le réseau. Cette étape initiale peut à elle seule prendre des mois, car les gestionnaires de réseau ne sont pas légalement tenus de répondre aux demandes dans des délais précis. Viennent ensuite l'élaboration d'un concept de comptage, la coordination des systèmes de protection et de contrôle, les tests de retour d'information sur le réseau et, enfin, la mise en service proprement dite. Chacune de ces étapes relève, en principe, de la responsabilité du gestionnaire de réseau, qui, toutefois, n'a aucun intérêt économique à accélérer le processus.

Il en résulte une série de situations paradoxales qui se multiplient en Allemagne : des systèmes de stockage d’énergie par batteries de grande envergure, ayant coûté plusieurs millions d’euros, sont achevés, prêts à l’emploi, mais ne peuvent fournir d’électricité car l’autorisation de mise en service du gestionnaire de réseau est toujours en attente. Dans le secteur, les retards se mesurent non pas en semaines, mais en trimestres. Investisseurs et promoteurs de projets signalent des demandes d’information restées sans réponse, des exigences bien supérieures aux besoins techniques du réseau et des réglementations incohérentes selon les régions : ce qui fonctionne parfaitement pour un gestionnaire de réseau de distribution peut échouer chez son voisin en raison de la lourdeur administrative. Difficile d’y voir une situation économiquement efficace.

La dimension macroéconomique de l'échec de la réglementation

Les dégâts ne sont pas abstraits. Ils sont quantifiables. En 2024, le coût total de la gestion de la congestion du réseau électrique allemand s'élevait à environ 2,78 milliards d'euros. En 2025, ce coût atteignait environ 3,1 milliards d'euros. Ces sommes, répercutées en définitive sur tous les consommateurs d'électricité sous forme de frais de réseau, sont principalement dues au manque de flexibilité du réseau électrique, l'empêchant d'équilibrer l'offre et la demande. La production des parcs éoliens est réduite, celle des centrales thermiques classiques est augmentée pour compenser la demande, et les échanges transfrontaliers d'électricité engendrent des coûts supplémentaires – tout cela parce que les systèmes de stockage par batteries, qui permettraient d'atténuer cette congestion de manière rentable, ne sont soit pas connectés au réseau, soit n'ont aucun intérêt à fonctionner de manière optimale pour celui-ci.

Cependant, les inefficacités systémiques sont plus profondes. Les systèmes de stockage par batteries sont techniquement capables de réduire les pics de consommation, de compenser les fluctuations de fréquence et de résoudre les problèmes de congestion locale. Ils pourraient remplacer une partie de l'énergie d'équilibrage coûteuse produite à partir de combustibles fossiles, réduire le besoin d'extension du réseau et servir d'interface flexible entre l'injection d'énergie renouvelable, fluctuante, et la consommation constante. Ce potentiel reste inexploité tant que l'accès au marché dépend de la bonne volonté des gestionnaires de réseau. Le ministère fédéral allemand de l'Économie et de l'Énergie prévoit que la capacité de stockage installée devra atteindre environ 100 gigawattheures d'ici 2030 pour que la transition énergétique se poursuive. L'écart entre cet objectif et la réalité actuelle est dû à une défaillance de la réglementation, et non à des limitations techniques.

Le labyrinthe réglementaire de 2026 : de nombreuses lois, aucun système

Il serait injuste d'affirmer que les législateurs n'ont pas abordé le problème. D'ici 2026, le cadre réglementaire du stockage par batteries sera plus dense que jamais, mais loin d'être plus cohérent. L'amendement de novembre 2025 à la loi sur l'industrie énergétique (EnWG) reconnaît explicitement, pour la première fois, les installations de stockage à grande échelle comme une infrastructure privilégiée, promettant des procédures d'autorisation accélérées et la numérisation des procédures de raccordement au réseau. Cependant, la loi sur l'accélération du développement de l'énergie géothermique, adoptée simultanément, restreint immédiatement ce privilège : les exemptions de permis de construire ne s'appliquent désormais qu'aux installations de stockage situées dans un rayon de 200 mètres des sous-stations ou à proximité immédiate des grandes centrales électriques. C'est un revirement complet.

Concernant les raccordements au réseau, le Code allemand de la construction (Baugesetzbuch) offrira, à partir de 2026, une plus grande sécurité juridique pour les procédures d'autorisation en zone rurale. Les systèmes de stockage d'énergie par batteries d'une capacité d'au moins un mégawattheure bénéficieront désormais d'un traitement préférentiel. Parallèlement, les quatre gestionnaires du réseau de transport allemand – 50Hertz, Amprion, TenneT Germany et TransnetBW – ont remplacé, le 1er avril 2026, le principe du « premier arrivé, premier servi » pour l'attribution des capacités de raccordement au réseau haute tension par une procédure d'évaluation de la maturité. Cette procédure évaluera les projets selon des critères tels que l'acquisition foncière, l'état des autorisations, le concept technique, la viabilité économique et les avantages pour le réseau et le système. Des frais fixes de 50 000 € seront facturés pour chaque demande ; en cas d'acceptation de l'offre de raccordement, un dépôt supplémentaire de 1 500 € par mégawatt sera exigé.

La procédure d'évaluation de la maturité représente une amélioration par rapport à une situation d'absence totale de réglementation, mais elle ne résout pas le problème fondamental : elle ne s'applique qu'au réseau haute tension des quatre gestionnaires de réseau de transport. Les gestionnaires de réseau de distribution, bien plus nombreux, opérant aux niveaux moyenne et basse tension, demeurent à l'abri de toute procédure contraignante comparable. Pour un projet de stockage par batteries de grande envergure, destiné à être raccordé non pas au réseau haute tension mais à un réseau de distribution régional, les anciennes règles d'accès négocié au réseau restent applicables. La coexistence d'exceptions, de périodes transitoires, de textes législatifs parallèles et l'absence de mécanismes transitoires créent un vide réglementaire qui confronte régulièrement même les planificateurs de projets les plus expérimentés à des difficultés de planification insurmontables.

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AgNes et la question de la rémunération : des incitations sans fondement

Bien que la question structurelle du raccordement au réseau demeure irrésolue, l'Agence fédérale des réseaux (ANR) entreprend une réforme en profondeur du système de redevances de réseau dans le cadre de la procédure de détermination du système général de redevances de réseau pour l'électricité (AgNes). L'accent est mis sur la suppression prévue de l'exonération générale de redevances de réseau de 20 ans pour les installations de stockage, appliquée jusqu'à présent conformément à l'article 118, paragraphe 6, de la loi sur l'industrie de l'énergie (EnWG). Cette exonération sera remplacée par un système différencié de financement et d'incitations : les redevances de réseau, assorties d'une fonction de financement, garantissent la participation aux coûts du réseau, tandis que les prix dynamiques de l'énergie, assortis d'une fonction d'incitation, visent à récompenser les comportements bénéfiques au système des installations de stockage – c'est-à-dire la recharge du réseau en période de surcapacité et l'injection d'électricité dans le réseau en cas de pénurie.

L'Agence fédérale des réseaux justifie cette réorganisation par les exigences du droit européen : une exemption générale des installations de stockage est insoutenable au regard du droit européen et n'est pas conforme à la politique énergétique. Selon l'agence, seule une tarification générale du réseau permettra de créer des incitations. Les associations professionnelles, notamment l'Association allemande du stockage d'énergie (BVES) et l'Association allemande des industries des nouvelles énergies (bne), s'y opposent fermement. Elles exigent une protection stricte des investissements fondés sur le cadre juridique précédent et mettent en garde contre une obligation rétroactive de paiement qui pourrait s'appliquer dès le 2 septembre 2021. Pour les projets en cours, une telle réglementation équivaudrait à une expropriation partielle de leur rentabilité estimée. L'incertitude des investissements engendrée par ce changement de réglementation freine davantage les nouveaux investissements, s'ajoutant aux obstacles existants au raccordement au réseau.

La connectivité réseau comme angle mort : le potentiel inexploité

Une lacune particulièrement grave concerne le fonctionnement des systèmes de stockage d'énergie par batteries en soutien au réseau. La distinction est fondamentale, tant sur le plan technique qu'économique : un système de stockage fonctionnant uniquement selon les principes d'arbitrage – charge à bas coût et décharge à prix élevé, en fonction des seuls prix de gros de l'électricité – peut potentiellement engendrer un effet procyclique sur la congestion du réseau. À l'inverse, un système de stockage fonctionnant en soutien au réseau se charge précisément lorsque le réseau local est surchargé et injecte de l'énergie en cas de congestion. Cela réduit le besoin de réinjection, soulage les infrastructures et diminue les coûts d'extension du réseau.

Cette valeur ajoutée systémique n'est actuellement ni correctement rémunérée ni systématiquement appliquée. L'Agence fédérale des réseaux reconnaît le problème : les redevances de réseau dynamiques visent à inciter les installations de stockage à contribuer au réseau de transport et au niveau haute tension à partir de 2029. Cependant, il s'agit là d'un instrument d'incitation, et non d'un outil de participation au marché. Avant de pouvoir contribuer au réseau, les installations de stockage doivent d'abord y être raccordées – dans des conditions équitables, uniformes et transparentes. Tant que l'accès au réseau reste non réglementé, toute discussion sur les structures d'incitation et les systèmes de redevances est vaine. C'est comme débattre du règlement intérieur d'un parlement avant même de savoir qui aura accès au réseau.

Le processus d’apprentissage institutionnel : ce qui a fonctionné en 2005 et ce qui fait défaut aujourd’hui

En 2005, les conditions d'une réforme réglementaire réussie de l'accès au réseau électrique étaient remarquablement réunies : une volonté politique au sein du ministère de l'Économie, une pression européenne via les directives d'accélération de l'UE de 2003 et une nouvelle autorité dotée d'un mandat réglementaire explicite. L'Agence fédérale des réseaux s'est vue confier non seulement la supervision, mais aussi le pouvoir de définir activement des normes, de réviser les redevances d'accès au réseau et de sanctionner les infractions. Il en a résulté un changement de paradigme : l'accès négocié au réseau est devenu un accès réglementé, et un marché factice a fait place à un véritable marché.

Ce qui manque en 2026, c'est l'application cohérente de ce plan directeur au marché du stockage. Les conditions institutionnelles sont réunies en principe. L'Agence fédérale des réseaux dispose de l'expertise et des outils nécessaires. Le ministère de l'Économie et de l'Énergie porte la responsabilité politique. La réglementation européenne, notamment la directive sur les énergies renouvelables (RED III) et la nouvelle directive sur le marché de l'électricité, fournit le cadre normatif pour l'intégration des systèmes de stockage. Ce qui fait défaut, c'est la volonté politique de mettre en œuvre ce cadre de manière contraignante et globale. Au lieu de cela, une approche fragmentaire prévaut : un traitement préférentiel dans la réglementation du bâtiment ici, des modifications de procédures pour les gestionnaires de réseaux de transport là, et des débats sur les redevances ailleurs. Un cadre réglementaire cohérent et systémique pour l'accès au réseau réglementé des systèmes de stockage par batteries – analogue à la modification de 2005 de la loi sur l'industrie de l'énergie – fait toujours défaut.

Des conditions-cadres réglementées comme catalyseur de croissance

La logique économique sous-jacente à la demande de réglementation accrue est contre-intuitive, mais empiriquement prouvée : ce n’est pas l’absence de réglementation qui crée des marchés, mais bien une réglementation bien conçue. Le marché de l’électricité allemand post-2005 en est un exemple. À l’échelle internationale, d’autres exemples existent : en Grande-Bretagne, le régime des contrats de différence (CFD) a permis une croissance rapide du marché du stockage, car des règles claires ont instauré une prévisibilité en matière de planification et, par conséquent, une volonté d’investir. Aux États-Unis, l’ordonnance n° 841 de 2018 de la Commission fédérale de régulation de l’énergie (FERC) a explicitement réglementé la participation des installations de stockage aux marchés de gros, mobilisant ainsi des capitaux considérables.

En Allemagne, l'accès réglementé au réseau pour les systèmes de stockage d'énergie par batteries impliquerait essentiellement trois éléments : premièrement, des normes de procédure uniformes et contraignantes à l'échelle nationale pour les raccordements au réseau, avec des délais définis, des exigences techniques standardisées et une procédure de réclamation gérable ; deuxièmement, des critères clairs et compréhensibles pour les modes de fonctionnement neutres et de soutien au réseau des systèmes de stockage ; et troisièmement, un mécanisme de rémunération pour les services de soutien au réseau, incitant les exploitants de stockage non seulement à optimiser leurs profits d'arbitrage, mais aussi à contribuer activement à la stabilité du réseau. Tout cela est techniquement faisable et institutionnellement applicable. Ce qui manque, c'est le cadre, non le fond.

Entre le pipeline et la mise en œuvre : les gigawatts perdus

L'écart entre le potentiel et la réalité n'est pas une notion abstraite. Fin 2025, le portefeuille de projets de stockage d'énergie par batteries à grande échelle en Allemagne représentait 9,5 gigawatts, dont 5,6 gigawatts devaient être raccordés au réseau entre fin 2026 et 2027. Les analystes de marché, plus réalistes, estiment qu'une part importante de ces projets ne sera pas achevée dans les délais impartis en raison des retards de raccordement au réseau. Chaque gigawatt de capacité de stockage par batteries non mis en service représente un investissement inutilisé d'environ 500 millions à un milliard d'euros, et une perte de flexibilité conséquente pour le réseau électrique.

L'Agence fédérale des réseaux a elle-même souligné qu'une expansion incontrôlée des raccordements au réseau pour le stockage par batteries, jusqu'à 500 gigawatts, surchargerait le réseau et ferait exploser les coûts. Cette affirmation est techniquement fondée, mais ne doit pas être interprétée comme un argument contre la réglementation, mais plutôt comme un plaidoyer pour une réglementation intelligente. Tous les raccordements ne sont pas pertinents, toutes les capacités ne sont pas bénéfiques au système ; c'est précisément pour cette raison que des critères transparents sont nécessaires pour la priorisation et la prise de décision, et non des décisions informelles prises par des gestionnaires de réseau individuels à leur propre discrétion. La procédure d'évaluation de la maturité des gestionnaires de réseau de transport constitue un pas dans la bonne direction, mais elle ne concerne qu'une seule extrémité de la chaîne de valeur et laisse le réseau de distribution de côté.

Options de réforme : Que signifierait concrètement un accès réglementé au réseau ?

Un système d'accès au réseau réglementé pour les systèmes de stockage par batteries, tirant les leçons de la période 1998-2005, devrait impérativement aborder cinq dimensions. Premièrement, des délais de dépôt contraignants sont nécessaires : les gestionnaires de réseau doivent être tenus de répondre aux demandes de raccordement dans des délais définis, de communiquer de manière transparente les goulets d'étranglement en matière de capacité et de justifier les refus par des raisons techniques vérifiables. Deuxièmement, des normes techniques minimales, normalisées au niveau national, sont requises pour le raccordement et l'exploitation des systèmes de stockage par batteries. Ces normes garantissent l'intérêt légitime des gestionnaires de réseau à la stabilité du réseau sans autoriser d'exigences particulières supplémentaires. Troisièmement, les coûts de procédure doivent être répartis équitablement : les subventions aux coûts de construction ne doivent pas peser sur les promoteurs de projets au point de rendre les investissements non rentables, comme le souligne à juste titre la Société allemande de l'énergie des batteries (BVES).

Quatrièmement, il est grand temps d'établir des règles claires en matière de pratiques d'exploitation respectueuses du réseau. Les installations de stockage qui fonctionnent de manière durable et respectueuse du réseau devraient non seulement être récompensées par des tarifs de réseau dynamiques, mais également bénéficier d'un accès préférentiel au réseau. Cela encourage les comportements économiquement avantageux et évite les systèmes de stockage d'arbitrage erratiques critiqués par l'Agence fédérale des réseaux. Cinquièmement, une autorité de régulation indépendante dotée de véritables pouvoirs de sanction est nécessaire – et l'Agence fédérale des réseaux a déjà l'obligation d'utiliser ses instruments existants de manière plus cohérente. Le parallèle avec 2005 est également évident : ce n'est que lorsque l'autorité de régulation a réellement disposé des pouvoirs et les a exercés que le comportement des gestionnaires de réseau a changé.

La responsabilité politique en période de bouleversements

Il ne faut pas sous-estimer la dimension politique de cette question. L'Allemagne traverse une période de transformation structurelle accélérée de son approvisionnement énergétique. La part des énergies renouvelables dans la production d'électricité ne cesse d'augmenter, la volatilité du prix d'achat du réseau s'accroît et le besoin de flexibilité maîtrisable augmente proportionnellement. Dans ce contexte, le stockage par batteries n'est pas une technologie complémentaire, mais bien une infrastructure système qui prend progressivement le relais des centrales thermiques de pointe. Les décideurs politiques ont insisté sur la nécessité de mieux synchroniser le développement des énergies renouvelables avec l'extension du réseau, tant sur le plan spatial que temporel. Le stockage par batteries est une solution plus rentable et plus rapide à mettre en œuvre que l'extension du réseau – à condition, toutefois, qu'il puisse y être effectivement intégré.

Le paradoxe politique réside dans le fait que, d'une part, les législateurs fixent des objectifs ambitieux en matière de protection du climat et de développement des énergies renouvelables, tandis que, d'autre part, ils laissent incomplet le cadre réglementaire nécessaire à l'infrastructure du système. Il ne s'agit pas d'un hasard, mais bien du résultat d'un réseau complexe d'intérêts : les gestionnaires de réseau établis profitent du statu quo et sont peu incités à restreindre leur marge de manœuvre par des règles contraignantes. Les nouveaux acteurs, quant à eux – promoteurs de projets, investisseurs, entreprises technologiques – sont nombreux et bien capitalisés, mais moins consolidés politiquement que le secteur énergétique traditionnel. Les législateurs sont donc confrontés au défi réglementaire classique : ils doivent créer un marché que les acteurs du marché ne peuvent ou ne veulent pas créer par eux-mêmes.

L’horizon temporel est décisif : une réglementation maintenant ou des milliards de dollars de coûts plus tard

Le moment choisi pour cette décision est crucial. Chaque année sans accès réglementé au réseau pour le stockage par batteries représente des milliards d'euros de dépenses liées à la gestion de la congestion du réseau, des investissements non réalisés ou détournés à l'étranger, et un creusement de l'écart entre les objectifs de développement et la réalité. Le gouvernement allemand s'est fixé pour objectif de porter la capacité installée de stockage par batteries à environ 100 gigawattheures d'ici 2030. Au rythme actuel de développement et avec le cadre réglementaire existant, cet objectif est difficilement atteignable. Les infrastructures, les capitaux et la technologie existent ; seul le cadre réglementaire nécessaire fait défaut.

L'histoire nous enseigne que la modification de la loi sur l'industrie énergétique (EnWG) de 2005 a mis des mois, et non des années, à produire ses effets. Des règles uniformes, des normes applicables et une autorité de régulation compétente peuvent transformer rapidement les marchés. Pour que l'Allemagne connaisse l'essor des batteries en 2026, il lui faut non pas plus de patience, mais plus de détermination. Le ministère fédéral de l'Économie et de l'Énergie et l'Agence fédérale des réseaux disposent conjointement des instruments juridiques nécessaires à cette transformation. La question n'est ni technique ni institutionnelle : elle est politique.

Trente ans après la première tentative de libéralisation du marché allemand de l'électricité, et vingt ans après le succès de la solution réglementaire, l'Allemagne se trouve à nouveau à la croisée des chemins. L'essor des batteries est bien réel, la demande est urgente, et le plan de la solution se trouve aux Archives fédérales. Ce serait un échec retentissant que de devoir tirer deux fois les mêmes leçons.