Centrales à gaz : un piège à milliards de dollars ? Pourquoi les systèmes de stockage d'énergie par batteries à long terme constituent désormais une meilleure option – Image : Xpert.Digital
Des économies de 166 millions d'euros : l'étude qui bouleverse la stratégie allemande en matière de centrales électriques
Préférence secrète pour le gaz : cette décision politique coûtera-t-elle des milliards aux consommateurs d’électricité ?
Baisse de prix gigantesque : les grandes installations de stockage d’énergie par batteries rendront-elles bientôt obsolètes les nouvelles centrales électriques au gaz ?
La politique énergétique allemande est confrontée à une décision cruciale aux conséquences majeures : comment garantir un approvisionnement fiable en électricité durant les périodes de faible production éolienne et solaire, souvent qualifiées de « sombres creux » ? Si la stratégie actuelle du gouvernement fédéral en matière de centrales électriques repose principalement sur la construction massive de nouvelles centrales à gaz coûteuses, une analyse accablante du cabinet de conseil renommé LCP Delta dresse un tableau radicalement différent. Les chiffres le confirment : grâce à une baisse de prix sans précédent, le stockage d’énergie par batteries à long terme n’est plus une technologie de niche. Il est, dans certains cas, nettement supérieur aux centrales à gaz, tant sur le plan économique que sur celui de la politique climatique. Remplacer seulement deux gigawatts de capacité gazière prévue par du stockage pourrait permettre d’économiser jusqu’à 166 millions d’euros de subventions par an. Pourtant, l’organisation politique actuelle du marché exclut de fait cette alternative par une réglementation rigide. Cette analyse approfondie explique pourquoi les préférences politiques l’emportent actuellement sur la rationalité économique dans le choix des technologies – et qui, en fin de compte, en supportera le coût.
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La politique énergétique allemande se trouve à un tournant décisif : le pays doit-il privilégier les nouvelles centrales à gaz pour garantir sa capacité de production d'électricité, ou le stockage d'énergie par batteries à long terme peut-il, tant sur le plan technique qu'économique, prendre en charge une part importante de cette tâche de manière plus économique, plus flexible et avec un impact climatique moindre ? Une étude du cabinet de conseil britannique renommé LCP Delta, commandée par le développeur de systèmes de stockage par batteries Field Energy, apporte des éléments de réponse convaincants en avril 2026. La réponse n'est pas « soit le gaz, soit les batteries », mais plutôt : toute décision purement économique en matière de technologie ne peut ignorer le stockage à long terme.
Le cadre politique : la stratégie allemande en matière de centrales électriques sous surveillance
Le 15 janvier 2026, le ministère fédéral de l'Économie et de l'Énergie (BMWE), sous la direction de la ministre Katherina Reiche (CDU), a conclu un accord de principe avec la Commission européenne sur les points clés de la stratégie allemande en matière de centrales électriques. Cet accord prévoit notamment un appel d'offres pour douze gigawatts de nouvelles capacités de production pilotables en 2026, qui devront être raccordées au réseau au plus tard en 2031. Dix de ces douze gigawatts sont soumis à un critère dit de « long terme » : les centrales subventionnées doivent être capables d'injecter de l'électricité dans le réseau en continu pendant au moins dix heures – une exigence qui, en l'état actuel de la technologie, ne peut être pratiquement satisfaite que par les centrales à gaz.
Le critère de long terme ne s'applique pas aux deux gigawatts restants. Les systèmes de stockage par batteries peuvent également participer à ces appels d'offres. Le ministère était donc conscient dès le départ que la conception de l'appel d'offres excluait de fait le stockage par batteries comme technologie pour le plus grand bloc de capacité. Les critiques y voient non pas une nécessité technique, mais une présélection politique en faveur du gaz naturel – alors même que la dynamique des coûts des technologies de stockage a fondamentalement évolué en faveur des batteries.
Le gouvernement allemand visait initialement une capacité de 20 gigawatts de nouvelles centrales à gaz d'ici 2030. Suite à des négociations avec Bruxelles, cet objectif a été ramené à douze gigawatts. Cependant, l'accord de coalition et l'image politique que le gouvernement se donne montrent que la préférence pour les centrales à gaz compatibles avec l'hydrogène ne repose pas uniquement sur des considérations techniques, mais aussi sur des facteurs de politique industrielle et stratégiques : il s'agit d'une transition vers une économie de l'hydrogène et d'une mesure de précaution face au discours politiquement redouté d'une instabilité d'approvisionnement en période de faible production éolienne et solaire.
L’étude LCP Delta : méthodologie, client et étendue
Dans ce contexte politique, l'étude LCP Delta apparaît comme une intervention ciblée dans un débat au point mort. Les analystes ont modélisé un scénario de référence comprenant huit gigawatts de nouvelle capacité de centrales à gaz, deux gigawatts de stockage d'énergie par batteries à long terme et deux gigawatts de stockage d'énergie par batteries conventionnel à court terme. Ce scénario permet une comparaison directe des systèmes et soulève la question de ce qui se passerait si les deux gigawatts de gaz étaient remplacés par une capacité de stockage à long terme équivalente, tout en maintenant le même niveau de sécurité d'approvisionnement.
L'étude a été commandée par Field Energy, un développeur britannique de systèmes de stockage d'énergie par batteries disposant d'un portefeuille de projets de plus de onze gigawatts en Europe. L'entreprise a un intérêt commercial évident à la généralisation du stockage à long terme ; les résultats doivent donc être interprétés en tenant compte de cet aspect. LCP Delta le reconnaît d'ailleurs ouvertement. Cependant, les données de coûts utilisées ne reposent pas sur des estimations théoriques d'analystes, mais sur les coûts de construction réels du client, ce qui renforce le réalisme des chiffres, mais limite également leur généralisation à l'ensemble du marché.
Concernant le périmètre de l'analyse : LCP Delta est l'un des cabinets de conseil en marchés de l'énergie les plus réputés d'Europe. Le ministère britannique de la Sécurité énergétique et de la Zéro émission nette (DESNZ) lui a déjà confié la réalisation d'une modélisation similaire pour le système électrique britannique. Par conséquent, la qualité méthodologique de ce rapport ne saurait être remise en cause du seul fait de la qualité du client.
Le problème fondamental : que signifie réellement la sécurité d'approvisionnement ?
L'expression « sécurité d'approvisionnement » sert souvent, dans le débat public, d'euphémisme politique pour désigner un large éventail de risques différents qu'il conviendrait d'analyser clairement. En Allemagne, le scénario des « périodes de vaches maigres » prédomine : une situation météorologique où la production éolienne et photovoltaïque est inférieure à la moyenne pendant plusieurs jours, tandis que la demande en électricité est élevée. Ces situations sont réelles, statistiquement mesurables et nécessitent une capacité de production maîtrisable.
Le Centre de recherche en économie de l'énergie (FfE) a calculé, pour le journal Handelsblatt, que l'Allemagne devrait multiplier par 20 à 40 la capacité des projets de stockage actuellement approuvés afin de compenser intégralement les périodes de faible production éolienne et solaire grâce au seul stockage par batteries. Ce chiffre paraît alarmant – et d'un certain point de vue, il l'est. Cependant, il ne répond pas à la bonne question, car aucun acteur du marché ne prétend que le stockage par batteries, sans autre source de flexibilité, puisse ou doive à lui seul compenser intégralement les périodes de faible production éolienne et solaire.
La question plus réaliste est la suivante : dans un système combinant gaz, stockage, importations, biogaz, gestion de la demande et, à l’avenir, hydrogène, quelle part des nouvelles centrales à gaz prévues pourrait être remplacée de manière plus rentable par un stockage à long terme sans compromettre la sécurité du réseau ? C’est précisément à cette question que répond LCP Delta : deux gigawatts peuvent être intégralement substitués, avec le même niveau de sécurité et des coûts considérablement réduits.
L'Association allemande des industries des nouvelles énergies (BNE) souligne que l'Allemagne gère déjà efficacement les périodes de faible production éolienne et solaire grâce à un approvisionnement en électricité renouvelable d'environ 60 % et au réseau européen. Ce dernier n'est donc pas un système national isolé, dépendant d'un seul type de centrale, mais un système européen dynamique et interconnecté. Cette intégration systémique est souvent sous-estimée dans de nombreux débats.
Comparaison des systèmes économiques : 31 euros contre 102 euros par kilowatt
L'étude LCP Delta repose essentiellement sur la comparaison des besoins de financement des deux technologies. Selon le modèle, le besoin de financement annuel moyen pour un système de stockage d'énergie par batterie à long terme d'une capacité de dix heures est de 31 € par kilowatt. En revanche, une centrale électrique à turbine à gaz à cycle combiné (TGCC) comparable nécessite 102 € par kilowatt, soit plus de trois fois plus.
Cet écart considérable n'est pas un phénomène isolé, mais reflète une évolution fondamentale des coûts sur les marchés technologiques mondiaux. BloombergNEF a constaté dans son rapport annuel LCOE 2025 que le coût actualisé de l'électricité (LCOE) de référence pour un projet de stockage par batterie de quatre heures a chuté de 27 % pour atteindre 78 dollars par mégawattheure, un niveau historiquement bas depuis le début de la collecte de données par BNEF en 2009. Parallèlement, le LCOE des nouvelles centrales à gaz a atteint un niveau record de 102 dollars par mégawattheure, sous l'effet d'une demande explosée de turbines, elle-même alimentée par l'essor des centres de données.
Le coût des systèmes de stockage d'énergie stationnaires clés en main a encore diminué de 31 % entre 2024 et 2025, pour atteindre 117 dollars par kilowattheure, selon le rapport Volta Battery Report 2025, basé sur les données de BloombergNEF – soit une baisse de près de 70 % depuis 2022. En Chine, le coût était encore plus bas en 2025, à seulement 63 dollars par kilowattheure, contre 120 dollars en Europe. Cet écart de coûts géographique est significatif du point de vue de la politique énergétique, car il montre que si les projets européens sont plus onéreux, ils sont déjà compétitifs et que l'écart se réduit.
Sur le marché allemand, le prix des batteries LFP (lithium fer phosphate) pour les systèmes de stockage d'énergie domestique a chuté de 850 € à environ 440 € par kilowattheure entre 2022 et 2026. Selon Aurora Energy Research, la capacité installée de batteries en Europe est passée de moins de dix à plus de 17 gigawatts entre 2024 et 2025 ; une nouvelle augmentation à plus de 80 gigawatts est prévue d'ici 2030, l'Allemagne étant considérée comme le leader européen.
La supériorité des batteries en matière de coûts n'est donc pas un phénomène passager, mais plutôt l'expression d'une tendance structurelle : la surcapacité de production de cellules en Chine, la concurrence accrue entre les fabricants, l'adoption de la technologie LFP économique et les améliorations continues apportées à la conception des systèmes entraînent une baisse inexorable des prix. Les centrales à gaz, en revanche, ne bénéficient pas d'une courbe d'apprentissage comparable : les chaînes d'approvisionnement tendues pour les turbines, la volatilité des matières premières et la forte demande structurelle du secteur de l'énergie rendent les nouvelles centrales à gaz structurellement plus coûteuses.
Coûts du système et économies pour le consommateur : l'équation des 166 millions d'euros
Si seulement deux gigawatts de la capacité prévue des centrales à gaz étaient remplacés par un stockage d'énergie par batteries à long terme équivalent, LCP Delta estime que jusqu'à 166 millions d'euros de subventions pourraient être économisés chaque année, tout en garantissant une sécurité d'approvisionnement identique. Ces économies profiteraient en fin de compte aux consommateurs d'électricité, car les mécanismes de capacité répercutent systématiquement leurs coûts sur les consommateurs finaux via les frais de réseau ou les redevances.
Plus impressionnant encore sont les économies cumulées réalisées sur le coût du système tout au long de la durée de vie du projet : une seule centrale de stockage d’énergie par batterie de 100 mégawatts permet de réaliser des économies nettes d’environ 270 millions d’euros entre 2031 et 2050, grâce à la réduction des coûts liés au combustible, aux émissions de CO₂ et aux importations. Une centrale à gaz comparable ne génère que 70 millions d’euros d’économies sur le coût du système sur la même période, soit moins d’un tiers. Cette différence s’explique non seulement par le coût d’investissement inférieur des batteries, mais aussi par leur taux d’utilisation plus élevé : contrairement aux centrales à gaz, les systèmes de stockage par batterie peuvent fournir divers services tout au long de l’année et ainsi générer des revenus plus importants.
Une étude de 2024 réalisée par Frontier Economics à la demande des principaux fabricants de systèmes de stockage d'énergie par batteries estime les retombées économiques du développement du stockage d'énergie à grande échelle en Allemagne à au moins douze milliards d'euros d'ici 2050. Ce type de stockage permet de réduire le prix de gros de l'électricité d'environ un euro par mégawattheure en moyenne. Rien qu'en 2030, il pourrait contribuer à économiser 6,2 millions de tonnes de CO₂. Parallèlement, une capacité de stockage de neuf gigawatts permet de réduire de neuf gigawatts le besoin de nouvelles centrales à gaz, évitant ainsi la construction de 18 centrales supplémentaires.
Ces chiffres doivent être évalués au regard des subventions prévues : selon les analyses de Green Planet Energy et du Forum pour une économie de marché écologique et sociale, le ministère fédéral allemand de l’Économie et de l’Énergie (BMWi) prévoit des subventions pouvant atteindre 15,5 milliards d’euros pour 12,5 gigawatts de capacité de production d’électricité pilotable, dont la part prépondérante est destinée aux nouvelles centrales à gaz. Le besoin annuel de subventions pour les nouvelles centrales à gaz compatibles avec l’hydrogène pourrait atteindre 1,44 million d’euros par mégawatt. Comparées à ces dépenses publiques, les économies réalisées grâce au stockage à long terme ne constituent pas une optimisation marginale, mais bien un facteur politiquement significatif.
Équivalence technique : Quand une batterie vaut-elle une centrale à gaz ?
La question technique centrale de l'étude LCP Delta est la suivante : quelle capacité de stockage par batterie est nécessaire pour remplacer un gigawatt de capacité de centrale à gaz sans compromettre la sécurité d'approvisionnement ? La réponse est nuancée et dépend de la durée de stockage.
En supposant une disponibilité de 94 % pour les centrales à gaz et de 98 % pour le stockage par batteries, le taux de remplacement pour les courtes durées de stockage est supérieur à 1, ce qui signifie qu'une capacité de batterie supérieure à la capacité de production d'électricité à partir de centrales à gaz est nécessaire. Ce n'est qu'avec une durée de stockage supérieure à 16 heures que ce taux se rapproche de 1:1, et avec un stockage de 20 heures, il est même légèrement inférieur, la plus grande disponibilité des batteries l'emportant alors sur la capacité de la centrale à gaz. Cela signifie que si le critère des 10 heures de la stratégie relative aux centrales électriques constitue un seuil pertinent du point de vue de la sécurité d'approvisionnement, il n'est pas déterminant. Avec un stockage de 16 à 20 heures, il serait en réalité possible d'atteindre une sécurité d'approvisionnement par gigawatt installé supérieure à celle obtenue avec une centrale à gaz.
Dans une étude de mars 2026, les analystes de Thema adoptent une position plus prudente : ils partent du principe que le stockage par batteries ne suffira pas à remplacer intégralement les centrales à gaz d’ici 2035 et que la sécurité du réseau ne peut être garantie sans production pilotable. Ils estiment qu’au-delà d’une augmentation de 70 gigawatts de la capacité de stockage par batteries, toute extension supplémentaire n’aurait aucun impact additionnel sur la sécurité d’approvisionnement. Toutefois, cette même étude montre que 90 gigawatts de stockage par batteries permettraient de réduire la consommation de gaz de 14 térawattheures et de diminuer significativement le nombre de pics de prix, ce qui représente un atout considérable, même si un remplacement complet est impossible.
La multifonctionnalité des batteries est essentielle : tandis que les centrales à gaz fonctionnent principalement comme des générateurs, les systèmes de stockage par batteries peuvent simultanément intervenir sur le marché de l’énergie, le marché d’équilibrage, contribuer à la stabilité du réseau et fournir des services auxiliaires. Cette diversification des revenus les rend économiquement plus robustes que les centrales à gaz, qui deviennent non rentables lorsque les prix de l’électricité sont bas et dont la construction est rarement possible sans subventions. La Fédération allemande des industries de l’énergie et de l’eau (BDEW) reconnaît ce point et exige explicitement que toutes les options – centrales à gaz, stockage par batteries à grande échelle et flexibilité de la demande – puissent être concurrentielles sur un pied d’égalité au sein d’un marché de capacité technologiquement neutre à partir de 2028.
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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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Le dilemme du raccordement au réseau : quand les ambitions se heurtent à la réalité
Malgré la pertinence des calculs économiques en faveur du stockage à long terme, un problème opérationnel majeur demeure : le raccordement au réseau. Une analyse du marché européen du stockage par batteries réalisée par Fieldfisher à partir de 2026 révèle que neuf des onze principaux marchés européens sont déjà confrontés à des réseaux électriques saturés. La situation est particulièrement critique en Allemagne : début 2025, les gestionnaires de réseau de transport ont reçu des demandes de nouveaux raccordements totalisant le chiffre impressionnant de 226 gigawatts, soit bien plus que la capacité disponible. Un gestionnaire de réseau a confirmé qu’aucune capacité supplémentaire ne sera disponible avant 2029.
Cette surcharge structurelle affecte de la même manière le stockage par batteries et les centrales à gaz, mais son impact sur le débat politique est asymétrique : les centrales à gaz, technologie éprouvée et bien connue, sont plus familières avec les procédures d’autorisation, et leur implantation est souvent prévue sur des sites de centrales existantes, ce qui réduit les obstacles bureaucratiques. Le rapport Volta sur les batteries 2025 souligne explicitement que l’Allemagne représente un marché particulièrement problématique en raison des longues listes d’attente pour le raccordement au réseau. L’analyse de Fieldfisher prévient que la multiplication par six de la capacité de stockage européenne, pour atteindre plus de 100 gigawatts d’ici 2030, dépend d’une expansion accélérée du réseau, de procédures d’urbanisme simplifiées et de cadres juridiques fiables.
En pratique, cela signifie que même si le stockage à long terme représentait une meilleure alternative à certaines centrales à gaz prévues, d'un point de vue purement technique et économique, l'infrastructure du réseau pourrait devenir le principal obstacle. Quiconque souhaite positionner les batteries comme une alternative sérieuse aux centrales à gaz sur le marché de la capacité doit simultanément exercer une forte pression politique pour accélérer l'expansion du réseau. Autrement, la promesse de kilowattheures moins chers restera vaine face aux réalités du réseau.
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La protection du climat comme argument négligé : la dimension CO₂
Dans le débat public sur la stratégie des centrales électriques, la sécurité d'approvisionnement domine les débats. La dimension climatique, en revanche, est reléguée au second plan – une vision analytique à court terme, puisque les coûts systémiques à long terme des centrales à gaz incluent explicitement les émissions de CO₂.
Selon LCP Delta, un système de stockage d'énergie par batterie de 100 mégawatts permet d'économiser environ 0,3 million de tonnes de CO₂ sur sa durée de vie par rapport à une centrale à gaz. À l'échelle de deux gigawatts, cela correspondrait à une réduction de six millions de tonnes de CO₂ sur 20 ans. Une étude commandée par GESI Allemagne et réalisée par l'Institut Fraunhofer pour les systèmes d'énergie solaire (ISE) a déterminé qu'un système de stockage d'énergie par batterie à grande échelle, d'une capacité de deux gigawattheures, peut permettre d'économiser jusqu'à 60 000 tonnes de CO₂ par an, soit près de 20 millions de tonnes cumulées d'ici 2035. À titre de comparaison : la production totale d'électricité en Allemagne émet actuellement 177 millions de tonnes de CO₂ par an.
Le calcul du coût sociétal des nouvelles centrales à gaz inclut donc non seulement les subventions directes et les coûts de combustible, mais aussi les coûts sociaux des émissions de CO₂ – entre 200 et 680 € par tonne en 2040, selon le prix de référence utilisé. Une analyse complète du cycle de vie intégrant ces coûts climatiques accentuerait encore l'écart de coût déjà important entre les batteries et le gaz, rendant cette dernière option encore plus désavantageuse. Le dispositif actuel d'appel d'offres de la stratégie allemande pour les centrales électriques n'intègre pas ces coûts externes dans son évaluation, ce qui équivaut à une subvention politique des énergies fossiles au détriment des générations futures.
La conception du marché détermine : la neutralité technologique comme critère de référence
La question politique cruciale n'est pas de savoir si le stockage à long terme peut rivaliser techniquement et économiquement avec les centrales à gaz – c'est manifestement le cas, du moins dans la mesure modélisée par l'étude LCP. La question cruciale est la suivante : le marché allemand de la capacité sera-t-il structuré de manière à ce que les deux technologies puissent véritablement être en concurrence sur un pied d'égalité ?
La conception actuelle du premier appel d'offres pour dix gigawatts, avec son critère de stockage à long terme de dix heures, exclut de fait le stockage par batteries sans justification technique convaincante. Le ministère lui-même reconnaît que le stockage à long terme par batteries pourrait, en principe, satisfaire à ce critère ; le problème ne réside pas dans un manque de physique, mais plutôt dans un manque de volonté politique pour adapter les conditions de l'appel d'offres. Il en résulte un marché technologiquement biaisé qui élimine systématiquement les avantages économiques des batteries, pénalisant ainsi doublement les consommateurs et les contribuables : d'une part, par des subventions excessives aux centrales à gaz, et d'autre part, par le manque à gagner en termes d'économies potentielles sur le coût du système.
La ministre fédérale de l'Économie, Mme Reiche, a qualifié l'accord d'« étape décisive pour la sécurité d'approvisionnement en électricité en Allemagne » et a souligné la création « des fondements d'un approvisionnement en électricité sûr pour l'avenir ». Ce qu'elle a omis de mentionner : la décision de définir le critère du long terme de manière à exclure les systèmes de stockage par batteries de la majorité des appels d'offres est un choix politique, et non une nécessité technique. Elle privilégie une technologie éprouvée au détriment d'une alternative moins coûteuse et plus respectueuse de l'environnement.
Le marché de capacité que l'Allemagne prévoit pour 2027 et 2028 est conçu pour être technologiquement neutre. À ce moment-là, les installations de stockage à long terme et les centrales à gaz seront en concurrence directe – et, d'après les estimations de coûts disponibles, l'issue de cette concurrence risque d'être une mauvaise surprise pour les centrales à gaz.
Limites de l'étude et distinctions nécessaires
Une analyse objective des résultats de l'étude LCP-Delta exige un examen critique de ses limites méthodologiques et des questions en suspens. Premièrement, l'étude modélise le remplacement de deux gigawatts de gaz par un stockage à long terme, une part gérable de la capacité totale prévue de douze gigawatts. Les affirmations relatives à la sécurité du système s'appliquent à ce scénario mixte spécifique, et non à une substitution complète de toutes les centrales à gaz. Quiconque utilise cette étude pour justifier l'abandon total des nouvelles centrales à gaz en interprète abusivement les conclusions.
Deuxièmement, les données de coûts utilisées sont basées sur les coûts réels du projet de Field Energy. Bien que ces coûts soient réels et non hypothétiques, ils sont propres à une seule entreprise. Il n'est pas établi si d'autres développeurs peuvent construire dans des conditions comparables. Une moyenne de marché diversifiée pourrait partiellement atténuer les avantages de coûts de la batterie.
Troisièmement, la disponibilité technique des systèmes de stockage par batteries sur de longues périodes et dans des conditions extrêmes, comme lors de semaines de faible production éolienne et solaire, n'a pas encore été pleinement testée en conditions réelles. Le taux de disponibilité supposé de 98 % est théoriquement plausible, mais ne constitue pas encore une valeur validée empiriquement à long terme pour les systèmes de l'ordre du gigawatt dans les conditions climatiques allemandes.
Quatrièmement, la question de la capacité de production d'hydrogène demeure. Les centrales à gaz, actuellement alimentées au gaz naturel, doivent être progressivement converties à l'hydrogène vert d'ici 2035. Elles rempliraient ainsi une double fonction : garantir la sécurité d'approvisionnement à court terme grâce aux énergies fossiles et constituer une infrastructure hydrogène à moyen terme. Cette option systémique n'est pas envisageable pour le stockage par batteries, du moins pas sous cette forme. Ceux qui considèrent le développement de la filière hydrogène en Allemagne comme une priorité ont un argument valable en faveur des centrales à gaz, qui dépasse la simple comparaison des coûts.
Cinquièmement, l'interconnexion européenne doit être prise en compte : un système électrique allemand, intégré à un marché européen étroitement interconnecté, peut s'appuyer sur des importations en provenance de France (nucléaire), de Scandinavie (hydroélectricité) ou d'autres pays lors des périodes de faible production éolienne et solaire. Ces solutions permettent de réduire les besoins nationaux en capacité de production pilotable – ce qui vaut également pour le stockage par batteries et les centrales à gaz, mais doit être pris en considération lors de la fixation des objectifs de capacité.
Perspective comparative internationale : que peut apprendre l’Allemagne de la Grande-Bretagne ?
Un examen de la politique énergétique britannique offre des points de comparaison instructifs. Dans un rapport destiné au gouvernement, LCP Delta a analysé le système électrique du Royaume-Uni et a conclu que la capacité de stockage d'énergie par batteries à long terme devait passer de trois gigawatts en 2023 à cinq à huit gigawatts, et de 28 GWh à 81-99 GWh d'ici 2030. En réponse, le DESNZ britannique a mis au point un mécanisme dit de « plafond et plancher » pour le stockage à long terme : une garantie qui assure un rendement minimum et limite les profits, mobilisant ainsi des capitaux privés sans nécessiter de subventions publiques permanentes.
Cette approche britannique constitue une structure de marché plus élégante que le mécanisme allemand de capacité, qui repose sur de simples appels d'offres en volume. Le modèle de plafonnement et de plancher permet aux investisseurs de planifier à long terme sans subir l'intégralité des fluctuations des prix du marché, tout en imposant des plafonds de coûts à l'État. Ce n'est pas un hasard si le Royaume-Uni figure aujourd'hui parmi les principaux marchés européens du stockage d'énergie par batteries à grande échelle.
L'Allemagne pourrait s'inspirer de ce modèle. Au lieu d'ouvrir les appels d'offres existants exclusivement au gaz et de n'autoriser que les installations de stockage à long terme à participer à égalité au marché des capacités à partir de 2028, un mécanisme de capacité accéléré et technologiquement neutre, assorti de garanties de revenus similaires, constituerait un instrument plus rationnel sur le plan économique. Les coûts pour les consommateurs seraient moindres, les émissions de CO₂ réduites et la dépendance aux marchés internationaux du gaz diminuée.
La dimension géopolitique : prix du gaz, risques d’approvisionnement et autonomie stratégique
L'analyse économique serait incomplète sans prendre en compte la structure des risques géopolitiques. Les centrales électriques au gaz sont dépendantes des importations de combustible. Avant la guerre d'agression russe contre l'Ukraine, l'Allemagne importait environ 55 % de ses besoins en gaz de Russie ; après l'arrêt des approvisionnements, les sources se sont diversifiées, mais la dépendance structurelle au gaz naturel liquéfié (GNL) importé et au gazoduc en provenance de Norvège, des États-Unis et des pays du Golfe demeure.
Chaque nouvelle centrale à gaz construite prolonge cette dépendance stratégique pour au moins deux à trois décennies. La hausse des prix du CO₂ sur le système d'échange de quotas d'émission de l'UE (SEQE-UE), la volatilité des marchés du gaz et les risques de futures perturbations d'approvisionnement font de l'exploitation de ces centrales un investissement économique à long terme présentant un profil de risque important. Selon l'institut Fraunhofer ISE, le coût du combustible pour les nouvelles centrales à cycle combiné gaz (CCGT) pourrait dépasser 30 centimes par kilowattheure dans un scénario pessimiste. Dans un tel scénario, non seulement l'avantage économique du stockage par batteries serait encore plus important que prévu dans les modèles actuels, mais les subventions nécessaires aux centrales à gaz augmenteraient également de façon spectaculaire.
À l'inverse, les systèmes de stockage par batteries n'engendrent aucun coût de combustible après l'investissement initial. Leur principale dépendance aux matières premières – lithium, cobalt, manganèse – est liée à la fabrication des cellules, et non à leur exploitation. Bien que ces chaînes d'approvisionnement présentent leurs propres risques géopolitiques, notamment en raison de la domination chinoise sur le marché de la fabrication des cellules, elles sont structurellement différentes : un système de stockage par batteries est exempt de coûts d'exploitation après son acquisition, contrairement à une centrale électrique au gaz.
Ce que les chiffres exigent et ce que la politique doit
L'étude LCP Delta aboutit à un résultat clair, bien que volontairement limité : les systèmes de stockage d'énergie par batteries à long terme d'une capacité de dix heures ou plus peuvent remplacer au moins deux gigawatts de la capacité prévue des centrales à gaz en Allemagne, tout en garantissant la même sécurité d'approvisionnement et en permettant des économies annuelles de subventions pouvant atteindre 166 millions d'euros. Les économies réalisées sur le coût du système à long terme d'une centrale de 100 MW sont près de quatre fois supérieures à celles d'une centrale à gaz comparable.
Ce constat rejoint les conclusions de nombreuses études indépendantes : BloombergNEF, Frontier Economics, Fraunhofer ISE, Aurora Energy Research et la BNE parviennent toutes à des conclusions structurelles similaires dans leurs analyses respectives concernant la rentabilité croissante et la pertinence systémique du stockage par batteries. Le consensus économique est plus net que ne le laisse entendre le débat politique.
Le véritable défi de la politique énergétique allemande n'est donc pas technologique – ce point est désormais réglé. Le défi est politique : concevoir le processus d'appel d'offres du marché de capacité de manière à ce que des technologies moins chères, plus respectueuses du climat et stratégiquement plus autonomes puissent réellement être compétitives. Le critère à long terme de dix gigawatts, qui exclut de fait le stockage par batteries, n'est pas une mesure de sécurité d'approvisionnement, mais un choix politique de préférence technologique. Et ce sont les consommateurs, les contribuables et le climat qui en paieront le prix dans les décennies à venir.
Un marché de capacité technologiquement neutre, permettant aux centrales à gaz, au stockage à long terme, à la gestion de la demande et, à l'avenir, à l'hydrogène vert de rivaliser à armes égales, n'est pas une revendication idéologique du mouvement de transition énergétique. Il découle de la rationalité économique d'un marché où les rapports de coûts ont profondément évolué. L'Allemagne possède les technologies. Ce qui manque désormais, c'est la volonté politique de façonner le marché pour qu'elles puissent s'imposer.
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