Bruxelles approuve le marché de capacité gazier allemand pouvant atteindre 35,2 milliards d'euros

Les consommateurs allemands d'électricité font face à une facture qui pourrait atteindre 35,2 milliards d'euros sur les deux prochaines décennies après que la Commission européenne a approuvé un mécanisme de capacité que les critiques qualifient de programme de subventions pour les centrales à gaz. La décision, annoncée le 2 septembre, ouvre la voie à la clôture de la première enchère dans la semaine, ne laissant presque aucun temps pour un examen public du raisonnement de Bruxelles.

L'approbation couvre la loi allemande sur la sécurité d'approvisionnement en électricité et la capacité, connue sous son abréviation allemande StromVKG, qui s'étendra de 2031 jusqu'en 2045 au moins. Le régulateur fédéral des réseaux, la Bundesnetzagentur, ouvre le premier appel d'offres le 9 septembre. Un second se clôture le 29 décembre. Ensemble, ils porteront sur 9 GW de nouvelle capacité, tous contractés pour 15 ans.

Une facture payée par les ménages

Les coûts du mécanisme sont substantiels et retomberont directement sur les consommateurs d'électricité. Les estimations initiales pour la première enchère s'échelonnent entre 1 et 3 milliards d'euros. Les coûts annuels pour les tours suivants, couvrant les années 2032 à 2045, sont projetés entre 900 millions et 2,3 milliards d'euros. La borne supérieure totale s'élève à 35,2 milliards d'euros. Même l'estimation basse de 15,6 milliards d'euros représente un ajout significatif aux factures énergétiques allemandes sur une période où le pays est censé sortir de sa dépendance aux fossiles.

Les gestionnaires de réseaux de transport administreront les paiements, rémunérant la capacité qui répond à un standard de fiabilité conçu pour garantir la sécurité d'approvisionnement en électricité. En pratique, les bénéficiaires seront les producteurs capables de promettre de livrer de l'électricité aux moments de pointe. La question qui divise décideurs, juristes et entreprises de l'énergie est de savoir quelles technologies ces règles favorisent réellement.

Des règles techniques qui excluent les batteries

La Commission décrit l'enchère comme neutre technologiquement. Cette affirmation ne résiste pas à l'examen des détails de conception. Pour participer, une ressource doit être capable d'injecter de l'électricité dans le réseau public sans interruption pendant au moins dix heures consécutives à 80 % de sa capacité installée. Pour une turbine à cycle combiné gaz, atteindre ce seuil est simple. Pour un système de stockage par batteries, cela signifie décharger à 80 % de sa capacité pendant dix heures d'affilée puis recharger en trois heures, une exigence qui écartevirtuellement toutes les installations de batteries commerciales en service aujourd'hui.

Le système de crédit de capacité creuse le déséquilibre. Les centrales à cycle combiné gaz reçoivent un crédit de 85 %, ce qui signifie que presque toute leur capacité installée compte pour le standard de fiabilité. Les systèmes de stockage par batteries ne reçoivent que 58 %. L'effet pratique est qu'une centrale gaz peut soumissionner avec une pénalité de déclassement plus faible qu'une batterie de capacité nominale équivalente, ce qui la rend moins chère pour offrir le même volume de capacité certifiée.

Beyond Fossil Fuels, un groupe environnemental, soutient que cela contredit directement le règlement européen sur l'électricité, qui impose que les mécanismes de capacité ouverts à toutes les ressources incluent le stockage d'énergie et la réponse à la demande à des conditions équivalentes. Le groupe affirme que les premières enchères de 9 GW sont de facto fermées aux deux.

ClientEarth conteste le raisonnement de la Commission

L'ONG de droit de l'environnement ClientEarth a déposé une plainte formelle pour aide d'État en novembre 2025, alléguant que la conception de l'enchère équivaut à une subvention au gaz. Stéphanie Nieuwbourg, avocate chez ClientEarth, a décrit l'approbation de la Commission comme "astonishing." "Based on the legislation adopted by Germany, we do not see how the Commission could conclude that this measure complies with its own State aid rules," a-t-elle déclaré.

Nieuwbourg a également souligné le calendrier. La Commission a publié sa décision quelques jours seulement avant la date limite du premier appel d'offres, et le texte intégral n'a pas encore été diffusé. Comme le raisonnement n'est pas public, il n'y a pas d'opportunité d'examiner comment Bruxelles a concilié le mécanisme avec ses propres règles de concurrence avant la clôture du premier tour d'enchères. ClientEarth dit qu'elle examinera la décision publiée pour l'ampleur du mécanisme, son potentiel de distorsion du marché et la charge pour les consommateurs.

L'exigence que les centrales gaz soient neutres en carbone d'ici 2045 est, aux yeux de ClientEarth, aucune garantie. Cette échéance tombe la dernière année des contrats de 15 ans, ce qui signifie que les consommateurs subventionneront l'exploitation de centrales à gaz fossile pendant toute la durée de l'obligation. Les centrales n'ont qu'à démontrer leur aptitude à l'hydrogène ; elles n'ont pas à fonctionner à l'hydrogène à un quelconque moment avant 2045.

Des voix de l'industrie confirment la pente vers le gaz

Ce ne sont pas seulement les organisations environnementales qui voient le problème. Nina Schmüser, responsable des affaires réglementaires chez le producteur d'électricité indépendant Grenergy, a déclaré que la conception initiale "strongly favours gas-fired generation" et que les premiers 9 GW d'appels d'offres sont "unlikely to be accessible for today's BESS projects." Elle a averti que le schéma verrouille la capacité gaz pour des années tout en réduisant les revenus de marché dont dépend le stockage par batteries.

Anselm Eicke, associé au cabinet de conseil Neon Neue Energieökonomik, a identifié une barrière supplémentaire : une exigence que les cellules de batteries proviennent de pays européens ou associés. Cette condition restreint encore le champ pour les développeurs de stockage dépendants des chaînes d'approvisionnement asiatiques.

Ce qui change à partir de 2027

L'architecture du marché de capacité n'est pas entièrement figée. Dès l'an prochain, l'Allemagne introduira des enchères dites neutres en durée, avec environ 2 GW de contrats de capacité proposés. À partir de 2027, le cadre StromVKG évolue vers des appels d'offres ouverts technologiquement, ce qui, selon Schmüser de Grenergy, devrait donner au stockage par batteries "a fair opportunity to compete as a carbon-free and increasingly cost-effective source of flexibility."

Philipp Hesel, senior associate chez Aurora Energy Research, s'attend à ce que les batteries deviennent les principaux participants de ces tours ultérieurs. Mais il a mis en garde que les facteurs de déclassement pour les enchères neutres en durée n'ont pas encore été publiés, et qu'ils devraient rester "quite harsh," favorisant le stockage de plus longue durée sur les systèmes de quatre heures qui dominent le marché actuel. Il a également suggéré que le gouvernement allemand voudra éviter de subventionner des batteries de courte durée qui seraient construites sans soutien, ce qui signifie que même les enchères ouvertes technologiquement pourraient ne pas offrir un accès facile aux actifs de quatre heures en concurrence avec le gaz.

Un précédent pour les autres États membres

La décision de la Commission a une portée au-delà de l'Allemagne. Plusieurs États membres de l'UE envisagent leurs propres mécanismes de marché de capacité. Si Bruxelles a accepté qu'un mécanisme structuré autour de contrats gaz de 15 ans et d'exigences de durée de 10 heures soit conforme aux règles de l'UE, d'autres gouvernements en prendront note. ClientEarth et Beyond Fossil Fuels avertissent tous deux que l'approbation établit un modèle qui pourrait orienter l'argent public vers la production fossile à travers le continent, au moment où la législation climatique de l'UE elle-même exige une transition rapide hors du gaz.

La Commission a jugé le mécanisme allemand "necessary and appropriate" pour assurer la sécurité d'approvisionnement en électricité et a dit que le niveau d'aide financière était proportionné. Elle n'a pas encore publié le raisonnement détaillé derrière cette conclusion. Tant qu'elle ne le fait pas, le public et les fournisseurs de technologies concurrentes sont laissés à lire le texte législatif seul, et ce texte, par l'aveu de multiples acteurs de l'industrie, est écrit pour le gaz.