La transition énergétique allemande face à la réalité : pourquoi batteries et centrales à gaz sont-elles indissociables ?

La fin de la fracture numérique : à quoi ressemble l'interaction parfaite entre batteries et centrales électriques ?

Piège à hydrogène ou véritable salut ? La vérité sur les nouvelles centrales à gaz allemandes

La transition énergétique allemande se trouve à un tournant décisif, mais risque de s'enliser dans un débat stérile et binaire. D'un côté, les partisans des systèmes de stockage massifs par batteries, présentés comme la solution miracle pour une énergie sans émissions ; de l'autre, les défenseurs des centrales à gaz classiques et pilotables. Or, opposer ces deux technologies, c'est mettre en péril la sécurité et l'accessibilité financière de notre électricité. Si les batteries constituent l'épine dorsale de la flexibilité quotidienne et à court terme du réseau, les centrales électriques demeurent une protection rarement utilisée, mais économiquement indispensable, contre les périodes de plusieurs semaines de faible production éolienne et solaire. Avec le marché de capacité de plusieurs milliards d'euros récemment approuvé par Bruxelles, l'architecture du marché allemand de l'électricité est en pleine restructuration. Le véritable enjeu n'est donc pas : stockage ou centrales ? Il s'agit de l'interaction intelligente et numérique entre ces deux mondes, et de la manière dont l'hydrogène, les tarifs d'électricité intelligents et la solidarité européenne nous permettront d'éviter les coupures de courant en hiver.

Ceux qui réclament uniquement des installations de stockage ou uniquement des centrales électriques ne construisent pas un système neutre pour le climat, mais plutôt le prochain déficit d'approvisionnement

Le faux débat binaire

Le débat énergétique allemand est souvent présenté comme une opposition entre batteries et centrales à gaz. D'un côté, les systèmes de stockage par batteries sont considérés comme une technologie moderne, propre et rapidement déployable. De l'autre, les centrales électriques pilotables sont perçues par leurs partisans comme une protection indispensable contre les pénuries d'électricité, et par leurs détracteurs comme un retour aux énergies fossiles. Cette opposition est politiquement séduisante, mais trompeuse d'un point de vue économique. Batteries et centrales à gaz répondent à des problématiques différentes au sein d'un même système. Ceux qui les opposent confondent flexibilité à court terme et sécurité d'approvisionnement à long terme.

Les batteries sont particulièrement performantes lorsque l'électricité doit être transférée sur une période de quelques minutes à quelques heures. Elles peuvent transférer l'énergie solaire du milieu de la journée au soir, couvrir les pics de consommation de courte durée, compenser les fluctuations de fréquence et absorber les surplus d'énergie renouvelable. Les centrales électriques flexibles, quant à elles, deviennent particulièrement précieuses lorsqu'une pénurie persiste, que les niveaux de stockage diminuent et que des pics de consommation surviennent simultanément. Leur contribution essentielle ne réside pas dans la production d'un maximum de kilowattheures, mais dans leur disponibilité fiable dans quelques situations critiques.

La question économique fondamentale n'est donc pas de savoir quelle technologie est fondamentalement supérieure. Il s'agit plutôt de déterminer quelle combinaison d'énergies renouvelables, de réseaux électriques, de batteries, de flexibilité de la demande, d'importations européennes et de centrales électriques pilotables permet d'assurer la sécurité d'approvisionnement souhaitée au moindre coût global. Un système dont la capacité garantie est insuffisante risque d'entraîner des pénuries, des prix extrêmes et des mesures politiques d'urgence. Un système dont la capacité est excessivement subventionnée impose un fardeau inutile aux consommateurs et freine les investissements dans le stockage et la flexibilité. La solution économiquement viable se situe entre ces deux écueils.

Ce que Bruxelles a réellement approuvé

L'approbation par la Commission européenne du mécanisme allemand de capacité marque une transformation profonde de l'architecture du marché de l'électricité. À partir de 2031, les acteurs du marché ne seront plus rémunérés uniquement pour l'électricité produite et les services système. Ils pourront également percevoir une compensation pour garantir la disponibilité de la capacité en cas de besoin. Le coût total estimé du cadre approuvé se situe entre 15,6 et 35,2 milliards d'euros. Selon les résultats des enchères, les coûts annuels devraient se situer entre 1 et 3 milliards d'euros environ pour 2031, puis entre 0,9 et 2,3 milliards d'euros environ par an jusqu'en 2045.

L'affirmation, souvent simplifiée, selon laquelle l'Allemagne subventionne les centrales à gaz à hauteur de 35 milliards d'euros est inexacte. Le mécanisme approuvé est fondamentalement ouvert à diverses technologies. Outre les installations de production nouvelles et existantes, les installations de stockage, les consommateurs pilotables et, à l'avenir, les capacités transfrontalières peuvent également y participer. Les contrats peuvent avoir une durée maximale de 15 ans. Les coûts réels dépendent des volumes mis en concurrence, des offres, des coûts de financement et des revenus de marché des centrales retenues.

Parallèlement, il serait naïf de minimiser l'importance des nouvelles centrales à gaz. Les premiers appels d'offres visent principalement des capacités à long terme permettant une alimentation électrique continue pendant les périodes de faible production éolienne et solaire, qui peuvent durer plusieurs jours. Une batterie peut techniquement répondre à cette exigence si sa capacité de stockage d'énergie est suffisamment importante. Cependant, d'un point de vue économique, les batteries à très longue durée de décharge, destinées à des événements ponctuels, sont actuellement souvent plus coûteuses que les centrales dont le combustible est stocké séparément et utilisé uniquement en cas de besoin. De ce fait, les centrales à gaz devraient remporter une part importante des premiers contrats.

Pour l'évaluation publique, il est essentiel de distinguer la puissance produite du travail produit. Une centrale électrique d'une capacité d'un gigawatt peut fonctionner en permanence tout en ne produisant de l'électricité que quelques jours par an. Son impact climatique dépend non seulement de sa taille, mais aussi du combustible utilisé, de son rendement, de ses heures de fonctionnement et du calendrier de la transition vers des sources d'énergie neutres en carbone. Un grand parc de centrales fonctionnant à faible capacité peut émettre moins de CO₂ qu'un parc plus petit fonctionnant régulièrement pour couvrir la demande résiduelle.

Le mécanisme de capacité n'est donc pas une simple subvention aux centrales à gaz, ni un acte administratif neutre sans conséquences technologiques. Il s'agit d'un nouveau modèle d'assurance pour le système électrique. Sa qualité se mesurera à sa capacité à garantir une sécurité suffisante sans financer durablement des capacités excédentaires ni entraver l'innovation.

L'électrification change bien plus que la simple consommation annuelle

La demande d'électricité en Allemagne va augmenter considérablement du fait de l'électrification des transports, des bâtiments, de l'industrie et des infrastructures numériques. Les véhicules électriques remplacent l'essence et le diesel, les pompes à chaleur se substituent aux systèmes de chauffage au fioul et au gaz, les fours électriques et les électrolyseurs transforment les procédés industriels, et les centres de données génèrent d'importantes charges supplémentaires exigeant une haute disponibilité. Cette augmentation s'inscrit pleinement dans la transition énergétique. Elle constitue un mécanisme essentiel de décarbonation, car l'électricité issue de sources renouvelables remplace les combustibles fossiles dans d'autres secteurs.

Les applications électriques sont souvent plus efficaces que leurs alternatives utilisant des combustibles fossiles. Une pompe à chaleur produit de la chaleur non seulement en convertissant l'électricité, mais aussi en exploitant la chaleur ambiante. Un moteur électrique convertit l'énergie en mouvement avec un rendement bien supérieur à celui d'un moteur à combustion. Par conséquent, la consommation d'électricité peut augmenter tandis que la consommation énergétique finale globale diminue. L'objectif réaliste n'est pas de minimiser la consommation d'électricité, mais plutôt de fournir chauffage, mobilité, production industrielle et services numériques de la manière la plus rentable et la moins polluante possible.

Toutefois, se baser uniquement sur le volume annuel d'électricité ne suffit pas à des fins de planification. Il est essentiel de savoir quand et où l'électricité est nécessaire. Lorsque des millions de véhicules électriques se rechargent en début de soirée, que les pompes à chaleur fonctionnent simultanément lors d'une vague de froid et que les usines augmentent leur production, les pics de consommation peuvent s'envoler. Les réseaux et les capacités garanties doivent être dimensionnés pour les heures de pointe, et non pour la moyenne annuelle.

La planification à long terme du réseau électrique repose donc sur l'hypothèse d'une augmentation significative de la consommation brute d'électricité, variable selon les scénarios. Les fourchettes sont larges car elles dépendent des hypothèses relatives au développement industriel, à la production d'hydrogène, à la rénovation des bâtiments, à l'électromobilité, à l'efficacité énergétique et au rythme de la transition. Cette incertitude même plaide contre des prévisions rigides et simplistes. L'Allemagne a besoin d'une infrastructure robuste capable de gérer plusieurs scénarios d'évolution plausibles.

Une électrification mal coordonnée augmenterait inutilement la demande en centrales électriques, en installations de stockage et en réseaux. À l'inverse, une électrification intelligemment gérée peut devenir une source de flexibilité. Les véhicules, les systèmes de stockage thermique, les procédés industriels et certaines charges informatiques peuvent moduler leur consommation d'électricité dans le temps, à condition que la mobilité, le confort et la production restent inchangés. La valeur économique de l'électrification dépend donc de plus en plus de sa maîtrise.

La flexibilité exige de l'automatisation, pas des sacrifices

La flexibilité de la consommation d'énergie est parfois présentée comme une exigence pour les ménages d'organiser leur vie en fonction de l'énergie éolienne et solaire. Ce modèle serait peu attrayant et inadapté à une adoption massive. La flexibilité doit fonctionner en arrière-plan. Les conducteurs devraient pouvoir indiquer quand leur véhicule doit être prêt et avec quelle autonomie. Un système de gestion de l'énergie optimise alors la recharge. Les occupants définissent la température ambiante souhaitée, tandis que la pompe à chaleur, l'inertie thermique du bâtiment et le stockage tampon adaptent leur fonctionnement pour maintenir un confort optimal.

Pour que cela fonctionne, l'Allemagne a besoin de systèmes de comptage intelligents, de canaux de communication sécurisés, d'appareils interopérables et de tarifs transparents. Depuis 2025, les fournisseurs d'électricité sont tenus de proposer des tarifs dynamiques. Toutefois, la simple existence de ces produits ne garantit pas une flexibilité systémique. Sans compteurs intelligents, sans contrôle automatisé et sans conditions contractuelles claires, les tarifs dynamiques resteront un marché de niche réservé à une clientèle particulièrement intéressée.

Les variations de prix de l'électricité indiquent les périodes de pénurie ou d'abondance. Un système de stockage d'énergie domestique ne devrait pas être chargé sur le réseau par une belle matinée d'été si une importante production d'énergie photovoltaïque est disponible à midi. De même, il n'est pas nécessaire de recharger un véhicule électrique pendant les heures de pointe du soir s'il n'en a pas besoin avant le lendemain matin. Les systèmes automatisés peuvent gérer ces variations sans que l'utilisateur ait à surveiller constamment les prix du marché.

Cependant, la simple synchronisation des signaux ne suffit pas. L'électricité peut rester bon marché à l'échelle nationale même en cas de surcharge du réseau régional. Une consommation supplémentaire d'un kilowattheure peut favoriser l'utilisation de l'énergie éolienne localement dans le nord de l'Allemagne, tout en accentuant la pression sur le réseau dans une zone critique du sud du pays. La modulation des tarifs d'électricité selon la localisation, la flexibilité des accords de raccordement ou des incitations régionales peuvent contribuer à garantir que les installations de stockage, les électrolyseurs et les charges pilotables soient exploités là où ils sont les plus bénéfiques pour le système.

Il ne faut pas sous-estimer la dimension sociale. Les propriétaires de véhicules électriques, de pompes à chaleur et de systèmes de stockage d'énergie domestiques sont plus sensibles aux fluctuations des prix que les locataires ou les ménages à faibles revenus qui ne possèdent pas de gros consommateurs d'énergie. Une réforme tarifaire qui pénaliserait unilatéralement les clients les moins flexibles serait rejetée par le public. Un système équitable devrait récompenser la flexibilité tout en garantissant des offres prévisibles aux consommateurs qui ne peuvent pas s'adapter ou qui privilégient la stabilité des prix.

Les batteries prennent le relais pour les tâches quotidiennes de précision

Les systèmes de stockage d'énergie par batteries sont particulièrement adaptés aux tâches fréquentes et urgentes. Ils réagissent aux fluctuations de fréquence en quelques millisecondes, décalent la production d'énergie solaire vers les heures creuses, réduisent les pics de consommation et stabilisent les réseaux électriques locaux. Grâce à leur conception modulaire, ils peuvent être installés dans les maisons individuelles, les bâtiments commerciaux, les usines, les sous-stations électriques et les grands centres de stockage. Le temps de construction est généralement beaucoup plus court que pour les centrales thermiques.

Fin 2025, l'Allemagne comptait plus de deux millions de systèmes de stockage d'énergie par batteries, pour une capacité utile totale d'environ 24 à 25,5 gigawattheures. La part la plus importante restait constituée de systèmes résidentiels associés à des installations photovoltaïques. Malgré une croissance rapide des batteries à grande échelle, celles-ci ne représentaient encore qu'une part relativement faible de la capacité énergétique totale. Ces chiffres mettent également en lumière les atouts et les limites de cette technologie : si la capacité installée est élevée, la quantité d'énergie stockée n'est pas automatiquement suffisante pour faire face à des périodes prolongées de pénurie d'énergie.

Un exemple simple illustre la différence. Un système de stockage d'une capacité d'un gigawatt et de deux gigawattheures peut théoriquement fournir sa pleine puissance pendant deux heures. Il doit ensuite être rechargé. Ceci peut s'avérer extrêmement précieux lors des pics de consommation en soirée. Cependant, ce même système ne peut pas, à lui seul, compenser une période de trois jours de faible production éolienne et solaire. Une durée de décharge plus longue exige une capacité de batterie supplémentaire, dont le coût est à prendre en compte, même si elle n'est que rarement utilisée à pleine capacité.

Les batteries permettent néanmoins de réduire la demande et les heures de fonctionnement des centrales électriques conventionnelles. Elles évitent à une centrale de ne démarrer que pour de brèves périodes de pointe, absorbent l'électricité qui serait autrement écrêtée et lissent les variations rapides de charge. Un système de stockage par batterie peut également assurer la continuité du service jusqu'à la mise en marche d'une centrale thermique. Dans les systèmes hybrides, la batterie peut prendre en charge des tâches de contrôle rapides, tandis que la centrale fonctionne plus efficacement et avec une usure réduite.

Cependant, à mesure que la capacité de stockage augmente, le modèle économique évolue. Les premiers systèmes de stockage profitent des écarts de prix importants entre les heures creuses de la mi-journée et les heures pleines du soir. Lorsque de nombreuses batteries se chargent et se déchargent simultanément, elles réduisent précisément cet écart de prix. C'est un avantage pour le système dans son ensemble et pour les consommateurs, mais cela diminue les revenus des nouveaux projets. Les futurs systèmes de stockage devront donc combiner plusieurs sources de revenus : le négoce d'énergie, l'équilibrage de la puissance, les services au réseau, la gestion des pics de consommation et, potentiellement, les paiements liés à la capacité.

Le nombre considérable de demandes de raccordement au réseau ne doit pas être confondu avec une expansion réelle. En 2025, des demandes portant sur plusieurs centaines de gigawatts de capacité de stockage ont été soumises. Seule une fraction de cette capacité sera financée, approuvée et construite. La multiplication des demandes, l'immaturité des projets et les points de raccordement au réseau obtenus de manière spéculative faussent la situation. Pour la transition énergétique, ce qui compte, ce n'est pas le nombre de projets en cours, mais la capacité réellement installée et mise en service sur le réseau.

La crise financière est avant tout un problème énergétique

L'expression « période de vaches maigres » désigne une période où la contribution simultanée de l'énergie éolienne et solaire est minime. Ce terme est souvent employé de manière générique, bien que la difficulté dépende fortement de la durée, de la saison, de la température, de l'étendue géographique, de la demande en électricité et des possibilités d'importation. Une nuit d'été sans vent présente un impact énergétique très différent de celui d'une semaine d'hiver froide, nuageuse et sans vent sur une grande partie de l'Europe.

Pour les pénuries ne durant que quelques heures, les batteries, le stockage par pompage-turbinage, la flexibilité de la demande et les importations d'électricité peuvent compenser une grande partie du déficit. Si la situation persiste, le facteur limitant n'est plus la capacité de décharge, mais l'énergie disponible. Les batteries peuvent conserver leur capacité restante pour les périodes critiques. Cependant, en l'absence d'une production d'énergie renouvelable suffisante, elles nécessitent une autre source d'énergie pour se recharger.

Par conséquent, comparer uniquement les gigawatts installés est insuffisant. Une centrale à gaz et une batterie d'une autonomie de quatre heures peuvent avoir la même puissance nominale, mais elles ne peuvent fournir la même quantité d'énergie lors d'une pénurie de plusieurs jours. Les marchés de capacité doivent évaluer de manière réaliste la contribution fiable des différentes technologies. Les systèmes de stockage nécessitent des remises en fonction de leur temps de décharge, de leur état de charge et de la probabilité de plusieurs heures consécutives de pénurie.

Même les centrales à gaz ne sont pas automatiquement totalement sécurisées. Elles nécessitent du combustible, des réseaux de gaz ou d'hydrogène opérationnels, du personnel qualifié, des pièces de rechange, des raccordements au réseau et des systèmes de secours suffisamment robustes. La crise énergétique qui a suivi l'attaque russe contre l'Ukraine a démontré que l'approvisionnement en gaz naturel comporte un risque géopolitique. La fiabilité d'une centrale électrique dépend de l'ensemble de sa chaîne d'approvisionnement, du combustible à l'infrastructure.

La sécurité d'approvisionnement exige donc une approche probabiliste. Il n'est pas nécessaire que toutes les situations extrêmes imaginables soient couvertes exclusivement par des installations allemandes. Parallèlement, la planification ne peut présumer que les importations, les batteries ou le gaz seront disponibles en quantités illimitées en toutes circonstances. Une stratégie robuste combine différentes ressources dont les risques de défaillance sont aussi indépendants que possible.

La réduction de la charge de pointe est précieuse, mais pas illimitée

Les consommateurs flexibles et les batteries peuvent réduire considérablement la demande de puissance simultanée maximale. C'est particulièrement avantageux sur le plan économique, car les derniers gigawatts nécessaires pour couvrir la pointe de consommation annuelle sont rarement requis, mais doivent tout de même être financés. Chaque pic de consommation définitivement évité permet de réaliser des économies sur les investissements dans la production d'électricité, les réseaux et les réserves.

Cependant, le potentiel réalisable n'est pas fixe. Il dépend de la composition de la consommation, de la durée de stockage, des conditions météorologiques, des règles du marché et des besoins des utilisateurs. Une voiture électrique peut reporter sa recharge, mais pas indéfiniment. Un système de stockage thermique peut soulager temporairement un système de chauffage, mais les bâtiments continueront de se refroidir. Les entreprises industrielles ne peuvent interrompre leurs processus que dans les limites techniques et contractuelles. Les batteries ne sont utiles que si elles sont suffisamment chargées avant une période de pénurie.

La planification doit donc éviter deux erreurs d'interprétation. La première consiste à traduire automatiquement chaque kilowattheure supplémentaire de consommation d'électricité en une augmentation proportionnelle de la charge de pointe. Cette approche néglige les possibilités de la régulation numérique. La seconde erreur est de supposer que les charges flexibles peuvent disparaître indéfiniment en cas de crise. En réalité, la flexibilité peut réduire considérablement le besoin de capacité garantie, mais elle ne peut pas le remplacer totalement.

Le suivi de la sécurité d'approvisionnement de l'Agence fédérale des réseaux illustre l'ampleur du défi. Selon l'évolution des énergies renouvelables, des réseaux, de la demande et de la flexibilité, une capacité contrôlable supplémentaire d'environ 22 à 36 gigawatts pourrait être nécessaire d'ici 2035. Ces chiffres représentent les ajouts bruts avant démantèlement. Cette large fourchette ne constitue pas une faiblesse de l'analyse, mais plutôt l'expression d'une réelle incertitude. Elle démontre également combien les retards dans le développement des réseaux, des énergies renouvelables et de la flexibilité de la demande peuvent s'avérer coûteux.

Les centrales électriques au gaz deviennent une police d'assurance rarement utilisée

L'avantage économique des centrales à gaz flexibles réside dans leur coût d'investissement relativement faible par kilowatt, leur contrôlabilité et leur capacité à stocker d'importantes quantités d'énergie indépendamment de la centrale sous forme de combustible. Elles sont donc adaptées pour couvrir la charge résiduelle après la production d'énergie éolienne, solaire, le stockage, le lissage de la consommation et les importations.

Les différents types de centrales électriques remplissent des fonctions différentes. Les turbines à gaz à circuit ouvert démarrent rapidement et leur coût d'investissement est relativement faible. Leur rendement est moindre, ce qui est moins problématique en cas d'utilisation peu fréquente. Les centrales à turbine à gaz à cycle combiné (TGCC) sont plus onéreuses, mais elles consomment le combustible plus efficacement et sont mieux adaptées à un fonctionnement prolongé. Les centrales à moteur à gaz et les centrales de cogénération modernes peuvent être déployées de manière décentralisée et offrent une grande flexibilité.

Une faible utilisation de l'électricité engendre toutefois un problème de financement. Une centrale électrique qui ne serait nécessaire que pendant quelques heures de pénurie risque de ne pas générer suffisamment de revenus sur le marché normal de l'électricité pour couvrir ses coûts fixes. Sur le marché de l'énergie uniquement, elle devrait refinancer une part importante de son investissement par le biais de prix exceptionnellement élevés. Théoriquement possible, cette solution comporte en pratique des risques politiques et réglementaires importants. Les gouvernements pourraient intervenir en cas de prix extrêmes, en modifiant les plafonds tarifaires ou en instaurant rétroactivement des prélèvements spéciaux.

Les paiements de capacité transfèrent une partie de ce risque des investisseurs aux consommateurs d'électricité. Cela peut réduire les coûts de financement et accélérer les décisions de construction. Toutefois, ce système comporte le risque de maintenir artificiellement sur le marché des centrales inefficaces, d'acheter des quantités excessives ou de désavantager les nouvelles technologies. Les centrales à gaz ne devraient donc pas être considérées comme une infrastructure privilégiée, mais plutôt comme des acteurs d'un marché concurrentiel de la fiabilité.

Les contrats doivent comporter des exigences claires en matière de disponibilité. Les fournisseurs rémunérés pour une capacité garantie doivent assurer la production en cas de pénurie, sous peine de lourdes pénalités. Par ailleurs, des limites d'émissions, des exigences de mise à niveau technique et des objectifs intermédiaires vérifiables sont indispensables. Les paiements de capacité ne doivent pas garantir les heures de fonctionnement ni les ventes de combustible. La rémunération doit couvrir la capacité de production, et non un droit à la production d'électricité à partir de combustibles fossiles.

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

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La capacité de production d'hydrogène ne doit pas devenir un argument marketing

À terme, les nouvelles centrales à gaz seront converties à l'hydrogène ou à d'autres combustibles neutres en carbone. Cette perspective est essentielle pour garantir que les nouvelles capacités de production restent compatibles avec l'objectif de neutralité climatique. Cependant, l'expression « centrale compatible avec l'hydrogène » est imprécise. Elle peut signifier qu'une centrale peut déjà brûler une forte proportion d'hydrogène, qu'une conversion technique ultérieure est prévue, ou simplement que le site dispose de suffisamment d'espace pour une telle conversion.

La conversion technique ne représente qu'une partie du défi. D'autres facteurs cruciaux incluent la disponibilité d'hydrogène neutre en carbone, les infrastructures de transport, le stockage, les exigences de sécurité et la viabilité économique. Une centrale électrique fonctionnant à l'hydrogène, mais non raccordée à un réseau, n'est guère plus qu'une option pour la décarbonation. Les contrats doivent donc prévoir des normes techniques précises, des échéances et des sanctions en cas de non-respect.

La reconversion de l'hydrogène en électricité engendre des pertes importantes. L'électricité est d'abord utilisée pour produire l'hydrogène, puis le gaz doit être comprimé, transporté ou stocké, avant d'être reconverti en électricité. Le rendement global est considérablement inférieur à celui du stockage intermédiaire direct dans des batteries. Cependant, cela ne signifie pas que l'hydrogène soit inadapté. Les batteries sont efficaces, mais le stockage de grandes quantités d'énergie pendant des semaines, voire des saisons, est coûteux. Malgré son rendement moindre, l'hydrogène peut s'avérer économiquement viable lors de pénuries d'énergie rares et prolongées.

Un autre obstacle majeur réside dans la concurrence pour l'hydrogène neutre en carbone. La sidérurgie, la chimie, le transport maritime et certains secteurs de l'aéronautique ont besoin de molécules pour des procédés difficiles à électrifier directement. Les centrales électriques pourraient donc se retrouver en concurrence avec les applications industrielles pour des quantités limitées. L'Allemagne ne devrait pas fonder sa stratégie de repli sur l'hypothèse prématurée d'une disponibilité illimitée d'hydrogène vert bon marché.

Une approche progressive est judicieuse. Les nouvelles centrales doivent être techniquement adaptables, construites dans des emplacements appropriés et disposer de plans de décarbonation contraignants. Parallèlement, d'autres options neutres en carbone ne doivent pas être exclues, à condition que leurs émissions totales et leurs impacts sur la durabilité puissent être démontrés de manière fiable. Toutefois, la neutralité technologique ne doit pas donner lieu à des promesses vagues quant à l'avenir, légitimant ainsi le maintien de l'exploitation du gaz naturel.

Les systèmes décentralisés peuvent rendre le système plus robuste

Les grandes centrales électriques bénéficient d'économies d'échelle, d'opérateurs expérimentés et de raccordements efficaces au réseau. Cependant, une stratégie purement centralisée laisserait inexploitées les opportunités offertes par les zones industrielles, les services publics municipaux et les réseaux de chaleur urbains. Des turbines à gaz de plus petite taille, des centrales à moteur thermique et des centrales de cogénération peuvent être construites à proximité des lieux de consommation, renforçant ainsi les réseaux locaux et contribuant à l'approvisionnement régional en cas de coupure.

La cogénération n'est efficace que si la chaleur produite est effectivement utilisée. Une centrale électrique ne devient pas économiquement ou écologiquement avantageuse du seul fait de sa capacité à extraire de la chaleur. Les réseaux de chauffage urbain modernes doivent permettre un fonctionnement alimenté par l'électricité. Les grandes pompes à chaleur, les chaudières à électrodes, la récupération de la chaleur résiduelle industrielle et les systèmes de stockage thermique peuvent être associés à une cogénération flexible. Le système de stockage thermique découple la production d'électricité de la consommation de chaleur.

Les installations de biogaz flexibles peuvent également contribuer à un approvisionnement énergétique fiable. Au lieu de produire de l'électricité à puissance constante toute l'année, le biogaz peut être stocké et utilisé de manière sélective lors des périodes de forte consommation résiduelle. Le potentiel de durabilité est limité et les questions relatives à l'utilisation des sols, aux pertes de méthane et aux usages concurrents des terres demeurent pertinentes. Cependant, les installations existantes peuvent apporter une contribution précieuse si leur fonctionnement est constamment adapté à la demande du réseau.

Les ressources décentralisées nécessitent des agrégateurs, une communication standardisée et des mesures fiables. Des milliers de petites centrales peuvent former collectivement une centrale électrique virtuelle, à condition que leur disponibilité soit vérifiée et que leurs systèmes de contrôle soient sécurisés. Un marché de capacité dont la préqualification ne pourrait être gérée que par les grands fournisseurs d'énergie serait formellement neutre sur le plan technologique, mais centralisé dans les faits. La réglementation doit offrir aux petites centrales et aux portefeuilles d'énergies groupées des perspectives de participation réalistes.

Le marché européen de l'électricité fait partie du mécanisme de couverture

L'Allemagne est intégrée au marché européen de l'électricité. Les lignes de transport transfrontalières permettent les échanges avec des pays dont le climat, la demande et les structures de production diffèrent. L'hydroélectricité scandinave, les installations de stockage alpines, l'énergie nucléaire française, les excédents d'énergie renouvelable d'autres régions et la flexibilité des consommateurs à l'étranger peuvent contribuer à atténuer les pénuries d'approvisionnement allemandes.

Les importations réduisent généralement le besoin de réserves purement nationales. Tous les pays ne connaissent pas simultanément leur pic de consommation ou leur faible production. Un marché plus vaste compense les disparités régionales et optimise l'utilisation des centrales électriques et des installations de stockage. Une stratégie d'autosuffisance nationale nécessiterait donc généralement une capacité accrue et engendrerait des coûts plus élevés.

Parallèlement, les importations ne peuvent être considérées comme garanties sans limites. Des conditions météorologiques froides et sans vent peuvent affecter simultanément plusieurs pays. Les pays voisins sont également confrontés à l'électrification, à la fermeture de centrales conventionnelles ou à des problèmes de saturation de leurs réseaux électriques. Par conséquent, la contribution fiable des importations doit être évaluée à l'aide de modèles de probabilité européens, et non sur la base de valeurs de pointe historiques individuelles.

Ouvrir le mécanisme de capacité à des ressources étrangères adéquates est économiquement logique, mais complexe. L'Allemagne doit s'assurer que les capacités contractées soient effectivement fournies en période de pénurie simultanée et qu'une capacité de transport transfrontalière suffisante soit disponible. Les mécanismes nationaux peuvent s'avérer mutuellement coûteux si chaque pays tente de couvrir seul le pire des scénarios. Des normes de fiabilité communes et une planification européenne coordonnée pourraient réduire la demande globale.

Marché de l'énergie uniquement ou marché de capacité

Sur le marché de l'énergie uniquement, les fournisseurs perçoivent des revenus pour l'électricité qu'ils vendent et pour les services de réseau. La rareté se traduit par des prix élevés. Ces prix incitent les centrales électriques, les installations de stockage, les importateurs et les consommateurs à réduire leur consommation. Ce modèle est fondamentalement technologiquement neutre, car c'est le prix, et non une autorité, qui détermine la réponse économiquement viable.

Sa faiblesse réside dans le problème du manque de financement. Les interventions politiques, les plafonnements des prix et les pénuries ponctuelles peuvent dissuader les investisseurs d'espérer des rendements suffisants. Même en autorisant des prix extrêmes, financer une centrale électrique à longue durée de vie sur la base de quelques heures de production incertaines s'avère coûteux. Les banques et les investisseurs en actions exigent des primes de risque élevées.

Un marché de capacité rémunère également la disponibilité promise. Cela stabilise les revenus, réduit les risques d'investissement et peut limiter les fluctuations extrêmes du marché au comptant. Parallèlement, une décision cruciale incombe au régulateur : il doit déterminer la capacité à acquérir. Si la capacité proposée est excessive, les consommateurs paient pendant des années pour une capacité inutile, et les signaux de prix incitant au stockage et au lissage de la consommation sont affaiblis. Si elle est insuffisante, le problème de la sécurité d'approvisionnement persiste.

La solution la plus judicieuse sur le plan économique n'est donc pas un plan centralisé rigide, mais un mécanisme concurrentiel assorti d'une analyse de la demande régulièrement mise à jour. Une courbe de demande progressive permet d'éviter que de faibles variations de volume n'entraînent des flambées de prix extrêmes. Des durées contractuelles variables permettent de répondre aux besoins de financement des nouvelles installations sans immobiliser inutilement les capacités existantes. Les centrales existantes, les nouvelles constructions, les installations de stockage, les consommateurs flexibles et les ressources étrangères appropriées devraient être mises en concurrence sur la base de normes de fiabilité comparables.

Le marché de l'énergie seule demeure important, même avec les paiements de capacité. Il continue de déterminer quelle centrale est utilisée à un moment donné. Le signal des prix doit rester suffisamment fort pour mettre en évidence les pénuries à court terme et récompenser la flexibilité. Un marché de capacité devrait compléter le marché de l'électricité, et non le remplacer.

Une véritable ouverture technologique exige des normes différentes

Un appel d'offres peut sembler neutre sur le papier, mais en pratique être adapté à une technologie spécifique. Une obligation d'approvisionnement longue et ininterrompue favorise les centrales thermiques. Un temps de réponse extrêmement court favorise les batteries. Des seuils de production minimum élevés excluent les petites centrales. Des contrats de longue durée portant exclusivement sur de nouvelles constructions peuvent nuire à la flexibilité de la demande, même si cela pourrait s'avérer plus avantageux.

L’objectif ne devrait donc pas être une égalité de traitement schématique, mais une comparabilité intégrant toutes les technologies. Les batteries nécessitent des déductions réalistes basées sur la durée de décharge et l’état de charge. Les consommateurs flexibles ont besoin de valeurs de référence vérifiables afin qu’une réduction de charge annoncée puisse être mesurée. Les centrales électriques doivent démontrer la sécurité de leur approvisionnement en combustible et la disponibilité technique des ressources. Les capacités étrangères requièrent des règles qui tiennent compte à la fois de la rareté et de la disponibilité du réseau.

Les solutions hybrides peuvent s'avérer particulièrement intéressantes. Une batterie située à proximité d'une centrale à gaz réagit instantanément au démarrage de la turbine, réduisant ainsi les pertes liées au fonctionnement à charge partielle. Les centrales d'énergies renouvelables avec stockage peuvent offrir un profil d'injection plus stable. Un site industriel peut combiner production sur site, stockage par batterie, stockage thermique et procédés flexibles. La réglementation du marché devrait autoriser de tels portefeuilles en tant que ressources intégrées.

Parallèlement, la présélection doit limiter la spéculation. Les projets doivent démontrer la disponibilité des terrains, l'avancement des démarches d'obtention des permis, le financement et la faisabilité des raccordements au réseau. Des garanties, des étapes clés et des pénalités progressives peuvent empêcher des projets trop immatures de remporter des appels d'offres pour ensuite échouer. Toutefois, les exigences ne doivent pas être si complexes que seules les grandes entreprises puissent les satisfaire.

L'emplacement détermine la valeur du système

Un mégawatt supplémentaire n'a pas la même valeur partout. Le nord de l'Allemagne produit souvent d'importantes quantités d'énergie éolienne, tandis qu'une part significative de la consommation industrielle se situe à l'ouest et au sud. L'extension du réseau vise à compenser ces disparités, mais elle prend du temps et se heurte à des problèmes d'autorisation et d'acceptation par le public. Une centrale électrique ou une installation de stockage située en aval d'un goulot d'étranglement du réseau ne peut guère améliorer l'approvisionnement local.

Les appels d'offres relatifs à la capacité nécessitent donc une dimension spatiale. Parmi les options possibles figurent les volumes d'approvisionnement régionaux, les primes de localisation, les raccordements prioritaires au réseau ou les exigences fondées sur des analyses de réseau transparentes. Toutefois, des quotas régionaux trop larges peuvent créer un pouvoir de marché local et faire grimper les coûts. L'allocation des capacités doit être suffisamment précise pour remédier aux goulets d'étranglement, mais suffisamment large pour maintenir la concurrence.

Cette question est particulièrement cruciale pour les systèmes de stockage d'énergie par batteries. De nombreux projets sollicitent des raccordements aux mêmes nœuds de réseau attractifs. Les gestionnaires de réseau ont besoin de critères pour prioriser les projets matures et utiles au système. Des accords de raccordement flexibles peuvent permettre aux systèmes de stockage d'être raccordés plus tôt s'ils s'engagent à ne pas se charger ni à injecter d'énergie dans le réseau dans certaines situations.

L'infrastructure de carburant doit également être planifiée spatialement. Les centrales à hydrogène nécessitent un accès aisé aux futurs gazoducs, installations de stockage ou voies d'approvisionnement alternatives. Les centrales de cogénération (production combinée de chaleur et d'électricité) requièrent des puits de chaleur utilisables à long terme. Les centrales autonomes nécessitent une alimentation électrique sur site particulièrement robuste. Un choix d'implantation fondé uniquement sur le prix du terrain et le raccordement au réseau électrique serait trop simpliste.

La protection du climat dépend des heures d'ouverture

La capacité installée des centrales à gaz ne reflète pas directement leurs émissions. Les facteurs essentiels sont la quantité d'électricité produite, le rendement, le combustible utilisé, les émissions de méthane en amont et le calendrier de la transition vers des sources d'énergie neutres en carbone. Une grande centrale fonctionnant de manière irrégulière peut être compatible avec un système électrique neutre en carbone. Une centrale plus petite, avec un nombre d'heures de fonctionnement élevé, serait plus problématique.

Les batteries contribuent à réduire la durée de fonctionnement des centrales thermiques. Elles permettent de compenser la production d'énergie renouvelable, de limiter les pertes et de pallier les pics de consommation. L'extension du réseau, la flexibilité de la demande et le marché européen de l'énergie ont un effet similaire. Plus ces éléments fonctionnent efficacement, plus les centrales à gaz deviennent un filet de sécurité rarement utilisé pour les producteurs d'énergie conventionnels.

Le prix du CO₂ doit être compatible avec cette logique opérationnelle. Les paiements de capacité peuvent couvrir les coûts fixes, mais ne doivent pas annuler les coûts variables liés aux émissions. Si une centrale à gaz subventionnée pouvait artificiellement proposer de l'électricité à un prix inférieur sur le marché par rapport aux installations de stockage ou aux consommateurs flexibles, ce mécanisme créerait des incitations perverses, tant du point de vue de la politique climatique que du point de vue économique.

Il convient donc d'évaluer publiquement les heures de fonctionnement réelles. Si les nouvelles centrales à gaz fonctionnent beaucoup plus souvent que prévu, cela révèle des lacunes dans le développement des énergies renouvelables, dans les réseaux, dans le stockage ou dans la flexibilité. Le marché de capacité ne doit pas se substituer à ces investissements. Il doit couvrir le risque résiduel, et non masquer la transformation progressive du reste du système.

La facture d'électricité ne reflète qu'une partie des coûts

Le financement par une taxe entraînera une hausse des factures d'électricité. Cependant, il serait incomplet de se concentrer uniquement sur cette augmentation visible. Les consommateurs paient déjà pour l'énergie, les réseaux, l'équilibrage du réseau, le réacheminement, les réserves, les taxes et les prélèvements. L'insuffisance de la sécurité d'approvisionnement engendre également des coûts : prix extrêmes, interruptions de production, mesures d'urgence et achats à court terme onéreux.

Un marché de capacité peut augmenter un poste de coût tout en en réduisant d'autres. Des revenus prévisibles diminuent les coûts de financement. Une capacité suffisante permet de limiter les prix en cas de pénurie extrême. Cependant, des risques découlent de la surproduction et des engagements contractuels à long terme. Par conséquent, ce sont les coûts globaux du système qui importent, et non le montant isolé d'une taxe.

Le niveau de sécurité économiquement optimal ne réside ni dans une réserve nulle ni dans une protection absolue contre tout événement théorique. Une fiabilité accrue est judicieuse tant que son coût reste inférieur aux dommages escomptés liés à la réduction des coupures de courant. Ce compromis doit être transparent, car le coût des dommages varie considérablement d'un consommateur à l'autre. Une brève coupure de courant peut être gênante pour un foyer, mais extrêmement coûteuse pour un centre de données ou un processus industriel continu.

La répartition des coûts est également pertinente. Une taxe forfaitaire par kilowattheure pénalise différemment les consommateurs énergivores qu'une tarification basée sur la demande de pointe ou la consommation aux heures critiques. Un modèle davantage axé sur l'analyse des coûts pourrait encourager la flexibilité, mais serait plus complexe. Simplicité, équilibre social, compétitivité internationale et impact systémique doivent être mis en balance.

La confiance exige de la transparence. Les volumes d'appels d'offres, les soumissions, les attributions, la durée des contrats, la disponibilité et les coûts annuels doivent être publiés de manière compréhensible. Il est tout aussi important de se demander si la capacité requise diminue avec une flexibilité accrue. Un mécanisme qui se contenterait d'étendre les contrats existants prendrait rapidement l'allure d'une structure de subvention permanente.

Le retard est désormais le scénario le plus coûteux

L'Allemagne est confrontée à des délais serrés, car la construction de centrales électriques, de réseaux, de pipelines et l'obtention des permis nécessitent de longs délais. Il est impossible de commander de nouvelles capacités uniquement lorsqu'une pénurie d'approvisionnement se fait sentir. Les systèmes de stockage par batteries peuvent être construits plus rapidement, mais ils requièrent également des terrains, des raccordements au réseau, des financements et des chaînes d'approvisionnement. La flexibilité de la consommation exige des compteurs intelligents, des normes, des contrats et l'adhésion du public.

L'incertitude réglementaire incite les investisseurs à l'attentisme. En l'absence de règles claires concernant la capacité, un promoteur de centrale à gaz ne peut déterminer la rentabilité d'un investissement purement fondé sur le marché. Un investisseur dans le stockage d'énergie peine à évaluer son projet lorsque les tarifs de réseau, les conditions de raccordement et les règles du marché de la capacité restent flous. Les entreprises industrielles ne peuvent monétiser la flexibilité tant que les produits et la rémunération nécessaires font défaut.

La clarté ne signifie pas ériger toutes les règles en réglementations immuables pour des décennies. Elle implique une stratégie crédible, des formules d'ajustement transparentes et des échéances contraignantes. Les investisseurs sont plus à même de gérer des mises à jour prévisibles que des changements de politique brusques. Par conséquent, le marché de capacité, la réforme du raccordement au réseau, le déploiement des compteurs intelligents et la réglementation de l'hydrogène doivent être considérés comme un ensemble cohérent.

L'accélération ne doit pas éliminer la concurrence. Les procédures d'urgence et les contrats individuels directs peuvent sembler attrayants à court terme, mais peuvent s'avérer coûteux et favoriser les fournisseurs établis. Des permis standardisés, des procédures parallèles, des évaluations précoces du réseau, des documents d'appel d'offres clairs et des étapes de projet contraignantes sont plus judicieux.

Un système électrique résilient est construit par couches successives

Cette stratégie économiquement viable repose sur plusieurs volets successifs. Le premier consiste à développer les énergies renouvelables. Une production importante d'énergie éolienne et solaire à bas coût permet de réduire les importations de combustibles fossiles, les émissions et la durée de fonctionnement des centrales thermiques. Sans une production d'énergie renouvelable suffisante, la demande en gaz, puis en hydrogène, augmentera inutilement.

Le deuxième niveau concerne les réseaux et les interconnexions européennes. Une zone d'équilibrage plus étendue permet une meilleure exploitation des disparités régionales et réduit les pertes. Le troisième niveau est la gestion numérique de la demande. Les véhicules électriques, les pompes à chaleur, les charges industrielles et les processus informatiques associés doivent pouvoir réagir automatiquement aux variations de prix et à l'état du réseau.

Le quatrième niveau concerne le stockage à court terme. Les batteries assurent la gestion des variations de charge quotidiennes, le contrôle de la fréquence, l'écrêtement des pointes de consommation et une part croissante de la puissance d'équilibrage. Leur emplacement et leurs modes de fonctionnement doivent être optimisés pour le système. Le cinquième niveau couvre les pénuries de plus longue durée. Il inclut le stockage par pompage-turbinage, la bioénergie flexible, le stockage thermique, l'hydrogène, d'autres carburants neutres en carbone et, pendant la phase de transition, le gaz naturel.

Le sixième niveau concerne la gouvernance institutionnelle. Les besoins en capacité doivent être régulièrement calculés à partir d'hypothèses réalistes concernant les conditions météorologiques, les importations, les pannes et la demande. Les appels d'offres doivent être inclusifs sur le plan technologique, différenciés géographiquement et ouverts à la mise en commun de ressources plus petites. Les sanctions garantissent la disponibilité des ressources, tandis que les exigences en matière d'émissions et de rénovation permettent d'atteindre les objectifs climatiques.

Ce modèle à plusieurs niveaux évite les deux extrêmes. Les batteries seules ne peuvent pas compenser intégralement et économiquement les périodes prolongées de faible production éolienne et solaire avec les structures de coûts actuelles. Les centrales à gaz seules entraîneraient des coûts de combustible élevés, une dépendance aux importations et des émissions inutiles. Le système le plus rentable résulte de la combinaison de ces deux technologies avec les réseaux, la flexibilité de la demande, les échanges européens et le stockage à long terme.

Ce n'est pas la technologie, mais la coordination qui est déterminante

L'Allemagne n'a pas à choisir entre une économie basée sur les batteries et un parc de centrales électriques. Elle doit déterminer les tâches effectuées par chaque ressource, identifier les domaines où elle est la plus avantageuse, définir la rémunération de sa production et évaluer la vitesse à laquelle les heures de fonctionnement des centrales à combustibles fossiles diminuent. Les batteries devraient être privilégiées pour les tâches fréquentes, rapides et automatisables nécessitant une grande flexibilité. Les centrales électriques pilotables devraient couvrir les risques résiduels, rares, durables et particulièrement coûteux.

Le nouveau mécanisme de régulation des capacités peut déclencher les investissements nécessaires. Cependant, son succès ne dépend pas du montant maximal des financements approuvés. Des facteurs essentiels sont une large concurrence, des calculs précis des quantités, des sanctions efficaces et la volonté d'adapter le mécanisme à l'augmentation de la flexibilité des capacités de stockage et de la demande. À défaut, on risque de voir se créer un système parallèle coûteux qui socialise les risques d'investissement et, simultanément, affaiblit les signaux de prix incitant à l'innovation.

L'indicateur climatique le plus important ne sera pas le nombre de gigawatts installés de centrales à gaz. Ce qui compte, c'est la faible consommation de gaz fossile de ces centrales, la fiabilité de leur approvisionnement aux heures de pointe et leur passage effectif à des énergies neutres en carbone. Concernant les batteries, ce n'est pas le nombre de demandes de connexion qui importe, mais la capacité énergétique et électrique réellement installée, disponible et injectée sur le réseau.

Une transition énergétique fiable ne se fera pas en désignant une technologie comme la meilleure. Elle se réalisera lorsque chaque technologie assumera la tâche pour laquelle elle est la mieux adaptée, tant sur le plan technique qu'économique, et lorsqu'elles rivaliseront pour des avantages systémiques mesurables. Le véritable choix de l'Allemagne n'est donc pas : batteries ou centrales à gaz. C'est : coordination intelligente ou fragmentation coûteuse et permanente.

Les voix expertes à l'origine du débat

Le professeur Matthias Huber dirige l'Institut des nouveaux systèmes énergétiques de l'Université des sciences appliquées d'Ingolstadt. Ses travaux portent sur les systèmes énergétiques intersectoriels, les réseaux intelligents, les concepts d'approvisionnement régional, les marchés de l'énergie et les méthodes d'optimisation de l'intégration des énergies renouvelables.

Marco Wünsch est ingénieur industriel et gestionnaire, et travaille chez Prognos à Berlin. Ses travaux portent sur l'approvisionnement énergétique futur, la modélisation de la production d'électricité et de chaleur, la consommation d'énergie et le rôle de la cogénération en Allemagne et en Europe.

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