Transition énergétique allemande, Energiewende Deutschland, sortie du nucléaire, énergies renouvelables, économies d´énergie, réduction des émissions de gaz à effet de serre
D’ici 2045, l’Allemagne veut devenir climatiquement neutre. L’hydrogène vert devrait jouer un rôle clé dans ce processus.
L’Allemagne a adopté en 2020 une stratégie hydrogène qui a été actualisée en 2023. Les principaux objectifs : une capacité d’électrolyseurs de 10 GW d’ici 2030, le déploiement des infrastructures de transport d’hydrogène vert et le développement d’une stratégie d’importations.
En 2030, la demande totale en hydrogène vert et ses dérivés est estimée de 95 à 130 TWh, soit 2,9 à 3,9 Mt. Faute de capacité de production nationale, entre 50% et 70% du besoin d’hydrogène vert à l’horizon de 2030 devront être importés.
Dans son rapport spécial publié en octobre 2025 /1/, la Cour Fédérale des Comptes, organe indépendant de contrôle financier et l’une des plus hautes autorités fédérales, délivre un mauvais constat sur la mise en œuvre de la stratégie hydrogène du gouvernement allemand.
Malgré des subventions de plusieurs milliards d’Euros, la maturation technico-économique s’avère plus longue qu’initialement espérée.La production nationale, le potentiel d’importations et la demande intérieure de l’hydrogène vert restent actuellement en deçà des attentes. De plus, l’hydrogène vert est nettement plus cher que les sources d’énergie utilisées jusqu’à présent. Il ne serait compétitif qu’avec des subventions de l’État.
Selon la Cour Fédérale des Comptes, le gouvernement allemand est loin d’atteindre son objectif 2030 de la stratégie nationale hydrogène. Cela compromet l’objectif de la neutralité carbone d’ici 2045 et la viabilité future de l’Allemagne en tant que site industriel.
Le Ministère de l’Economie et de l’Energie a reconnu que le développement de l’hydrogène vert est en retard. Les mesures correctives actuellement prévues ne suffiront pas à rendre l’hydrogène vert compétitif dans un avenir proche.
Selon la Cour Fédérale des Comptes, le gouvernement fédéral doit mettre à jour sa stratégie hydrogène. Il doit examiner quelle contribution réaliste l’hydrogène vert peut apporter à la transition énergétique. Si besoin, il faudrait en temps utile un plan B.
La Cour Fédérale des Comptes marche dans le sillage des décisions prises en France. Le gouvernement français a procédé à une « nécessaire mise à jour » de la stratégie nationale hydrogène en avril 2025 compte tenu des calendriers de déploiement d’hydrogène finalement moins rapides qu’initialement escomptés /2/.
Rapport spécial de la Cour Fédérale des Comptes « Umsetzung der Wasserstoffstrategie des Bundes », source : Bundesrechnungshof
Sommaire
Contexte de départ
La montée en régime de l’économie de l’hydrogène ne s’effectue pas au rythme escompté
L’objectif de 10 GW de capacité d’électrolyseurs en 2030 est illusoire
Les besoins en matière d’importations d’hydrogène vert sont presque impossibles à couvrir
La demande nationale d’hydrogène vert est inférieure aux prévisions
Le rythme de déploiement du réseau d’hydrogène est trop ambitieux
Approvisionnement à prix abordable de l’hydrogène vert non garanti – Risques financiers et subventionnement à long terme prévisible
L’économie de l’hydrogène vert n’est pas sans risques environnementaux
La faisabilité de la stratégie hydrogène doit être examinée de près
Références
Contexte de départ
Le développement de l’économie de l’hydrogène est fortement influencé par les objectifs et les directives européennes /3/.
Pour atteindre les objectifs climatiques, le recours à l’hydrogène « vert » ou au moins à un hydrogène à faible teneur en carbone est incontournable en particulier là où il n’existe actuellement aucune alternative aux combustibles fossiles : l’industrie (notamment industrie sidérurgique, industrie pétrochimique) et certains segments du transport lourd (camions, avions, bateaux). De plus, les centrales à gaz, convertissables à l’hydrogène, doivent contribuer à la sécurité de l’approvisionnement en électricité.
C’est pour cela que gouvernement allemand a fait de l’hydrogène vert un pilier du système énergétique neutre d’ici 2045 /4/.
Lancée en 2020, la stratégie nationale hydrogène vert a été révisée et adaptée en 2023 aux enjeux de la filière à l’horizon de 2030 /5/. Les principaux objectifs : une capacité d’électrolyseurs de 10 GW d’ici 2030, le déploiement des infrastructures de transport d’hydrogène et le développement d’une stratégie d’importation d’hydrogène vert.
En 2030, la demande totale en hydrogène vert et ses dérivés est estimée à 95 – 130 TWh, soit 2,9 à 3,9 Mt (facteur de conversion : 33,33 kWh/kg). À l’horizon de 2045, une demande totale d’hydrogène entre 560 et 700 TWh par an est prévue dont environ 200 TWh pour ses dérivés, comme l’ammoniac. D’autres études indiquent des chiffres encore plus élevés.
Il est prévu d’importer entre 50% et 70% (47,5 – 91 TWh) d’hydrogène vert et ses dérivés d’ici 2030. La part des importations continuera à augmenter après 2030.
Une économie de l’hydrogène nécessite le déploiement d’un réseau important de canalisations pour connecter les producteurs d’hydrogène, les utilisateurs, et les infrastructures de stockage. En octobre 2024 le feu vert a été donné pour la mise en place d´ici 2032 du « réseau de démarrage » d’hydrogène d’une longueur de 9040 km. Il est prévu d’utiliser une grande partie du réseau gazier existant. La mise en place du réseau d’hydrogène se fait progressivement à partir de 2025.
La Cour Fédérale des Comptes a examiné les progrès et les défis liés à la mise en place d’une économie de l’hydrogène en Allemagne. Le rapport spécial montre que, malgré des subventions de plusieurs milliards d’Euros, la mise en œuvre de la stratégie hydrogène ne suit pas le rythme escompté. Une mise à jour de la stratégie nationale hydrogène s’impose.
La montée en régime de l’économie de l’hydrogène ne s’effectue pas au rythme escompté
Une disponibilité suffisante de l’hydrogène vert n’est pas garantie à l’horizon de 2030. Le gouvernement n’atteindra pas ses objectifs de production nationale d’hydrogène vert par électrolyseurs. Il n’y aurait pas assez d’hydrogène vert mondialement disponible dans un avenir prévisible pour couvrir les besoins d’importations attendus. De plus, la demande intérieure d’hydrogène vert est inférieure aux prévisions et le rythme de déploiement du réseau d’hydrogène est trop ambitieux.
L’objectif de 10 GW de capacité d’électrolyseurs en 2030 est illusoire
L’objectif actuel est d’installer jusqu’à 10 GW d’électrolyseurs en 2030. Cinq ans avant l’échéance à peine 2% de cet objectif ont été réalisés. Selon la Cour des Comptes, la capacité installée en 2030 serait inférieure à 5 GW.
Les électrolyseurs devraient absorber à moindre coût les excédents temporaires de la production solaire et éolienne afin de produire de l’hydrogène. Sans une capacité d’électrolyseurs suffisante, les réseaux électriques manquent d’un important dispositif de stockage et de compensation de la production variable des énergies renouvelables.
Les besoins en matière d’importations d’hydrogène vert sont presque impossibles à couvrir
D’après l’AIE /6/, la production mondiale d’hydrogène vert et bleu atteindra 49 Mt par an en 2030, soit environ 1600 TWh/an (facteur de conversion : 33,33 kWh/kg).
En revanche les projets de production d’hydrogène vert pour lesquels une décision finale d’investissement (FID) avait été prise ou qui étaient en cours de construction ne s’élèvent qu’à 1,9 Mt par an (~ 63 TWh/an). De nombreux développeurs de projets ont reporté ou annulé leurs projets d’électrolyseurs.
La stratégie hydrogène du gouvernement allemand prévoit que les besoins d’importation atteindront au moins 47,5 TWh en 2030. Cela correspond à environ trois quarts de la production mondiale prévisible d’hydrogène vert. En revanche, les besoins maximaux d’importation sont évalués à 91 TWh d’ici 2030 (cf. figure 1).
Figure 1 : besoins d’importation et production mondiale de l’hydrogène vert d’ici 2030, source : Bundesrechnungshof et AIE
Selon la Cour des Comptes, les importations ne permettront pas de couvrir les besoins prévus en hydrogène vert dans un avenir prévisible. Il n’y aurait pas assez d’hydrogène vert mondialement disponible pour cela. C’est tout le contraire d’un scénario réaliste.
La demande nationale d’hydrogène vert est inférieure aux prévisions
Les mesures prises par le gouvernement pour promouvoir l’utilisation industrielle de l’hydrogène n’ont pas suscité la demande escomptée, en particulier dans le secteur sidérurgique.
L’un des quatre grands projets sidérurgiques ne sera pas mis en œuvre en raison de la situation du marché et du manque de rentabilité d’une production d’acier vert /7/. Pour les trois autres projets, la date et l’ampleur de l’utilisation de l’hydrogène sont incertaines. À eux seuls, ces quatre projets représentaient un besoin annuel en hydrogène vert de plus de 18 TWh.
En outre, tant que les centrales à gaz ne seront pas obligatoirement converties à l’hydrogène, contrairement à ce qui était prévu par le passé, il manquera un élan essentiel à la demande d’hydrogène vert.
Le gouvernement fédéral actuel souhaite lancer rapidement un appel d’offres ouvert à toutes les technologies pour la construction de centrales à gaz d’une puissance totale pouvant atteindre 20 GW. Il n’est actuellement plus prévu de rendre juridiquement obligatoire la conversion progressive des centrales à gaz à l’hydrogène, compte tenu de l’urgence de construction de nouvelles centrales pour garantir la sécurité de l’approvisionnement en électricité.
D’autres applications ne devraient pas pouvoir compenser cette baisse de la demande en hydrogène dans un avenir prévisible.
Le rythme de déploiement du réseau d’hydrogèneest trop ambitieux
Sur les 9 040 km que comptera au total le réseau de démarrage d’ici 2032, plus de 6 000 km seraient déjà en service d’ici 2030, cf. figure 2.
Figure 2 : rythme de déploiement du réseau de démarrage d’hydrogène, source : Bundesrechnungshof
Le réseau sera donc largement surdimensionné compte tenu du faible déploiement d’électrolyseurs et d’une demande d’hydrogène vert de l’industrie en berne.
Compte tenu de la lenteur du développement de l’économie de l’hydrogène, la mise en place du réseau devrait être étalée dans le temps pour alléger le budget fédéral.
Approvisionnement à prix abordable de l’hydrogène vert non garanti – Risques financiers et subventionnement à long terme prévisible
L’hydrogène vert est nettement plus cher que les énergies fossiles telles que le gaz naturel. Comme il ne pourra pas être produit ou importé à des prix compétitifs dans un avenir proche, la conséquence sera un soutien financier permanent de l’État.
En 2030, sur la base des prévisions actuelles, la différence de prix entre l’hydrogène vert importé et le gaz naturel (y compris les coûts des certificats d’émission) sera considérable, soit entre 70 et 275 €/MWh, cf. figure 3.
Figure 3 : différence de prix entre l’hydrogène vert importé et le gaz naturel, source : Bundesrechnungshof
Pour que les importations d’hydrogène vert soient attractives, la différence de prix par rapport au gaz naturel devrait être compensée par un soutien de l’État de l’ordre de 3 à 25 milliards d’Euros en 2030 avec des conséquences considérables pour la stabilité des finances fédérales.
La différence de prix par rapport au gaz naturel pourrait disparaître pour un prix du CO2 de 500 à 1300 €/t. Une telle évolution du prix du CO2 d’ici 2030 est assez improbable. En octobre 2025, le prix de la tonne de CO2 a fluctué autour de 80 €.
L’économie de l’hydrogène vert n’est pas sans risques environnementaux
L’hydrogène vert a en principe le potentiel d’être produit et utilisé de manière neutre sur le plan climatique. Cependant, il n’est pas certain que cet effet positif se produise. L’importation d’hydrogène vert, en particulier, peut générer des émissions considérables notamment dans la chaine d’importations.
Selon une étude réalisée en octobre 2024 par l’Institut de Recherche pour la Durabilité de Potsdam /8/, l’hydrogène qui s’échappe dans l’atmosphère agit comme un gaz à effet de serre extrêmement nocif pour le climat. Les deux tiers de ces émissions sont imputables à la chaîne d’importations (production, transport).
De plus, la production d’hydrogène nécessite de grandes quantités d’eau. Selon l’AIE, environ 40% des projets d’hydrogène vert prévus d’ici 2030 se situent dans des pays déficitaires en eau.
La faisabilité de la stratégie hydrogène doit être examinée de près
Le Ministère Fédéral de l’Économie et de l’Énergie a reconnu qu’il devait agir. En effet, il estime que les mesures qu’il prévoit ne sont pas suffisantes pour que l’hydrogène vert devienne un vecteur énergétique compétitif dans un avenir proche. C’est pour cela qu’Il est prévu d’utiliser dans l’avenir, outre l’hydrogène vert, également l’hydrogène d’origine fossile avec captage du CO2 (hydrogène bleu).
La Cour Fédérale des Comptes estime nécessaire de vérifier la faisabilité de la stratégie hydrogène actuelle et éventuellement la réviser et adapter. Si besoin, il faudrait en temps utile un plan B pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2045 sans un soutien permanent de l’État d’une économie hydrogène vert non économique.
Depuis 2021, McKinsey publie un baromètre semestriel pour analyser la progression de la transition énergétique allemande. Le cabinet s’appuie sur trois critères : la sécurité d’approvisionnement, l’économie et la protection de l’environnement et du climat. Le cabinet évalue 15 critères au regard des objectifs fixés par l’Allemagne à l’horizon de 2030.
Le baromètre actuel (septembre 2025) de McKinsey /1/ montre que : 7 des 15 critères étudiés empruntent la bonne trajectoire, pour 3 critères la réalisation semble incertaine et pour 5 critères la réalisation des objectifs est considérée comme « irréaliste ».
En outre, McKinsey consacre ce baromètre au domaine de la chaleur. La décarbonation de l’approvisionnement en chaleur est indispensable à la réussite de la transition énergétique : environ la moitié de la consommation finale d’énergie en 2024 était destinée à la fourniture de la chaleur.
Le baromètre de la transition énergétique allemande de McKinsey
Sommaire
Sept indicateurs sont au vert empruntant la bonne trajectoire
Trois indicateurs dont la réalisation semble incertaine à l’horizon de 2030
Cinq indicateurs sont au rouge (U2)
Stratégie Chaleur 2045 : des projets ambitieux, des obstacles importants à leur mise en œuvre
Références
Sept indicateurs sont au vert empruntant la bonne trajectoire
Indicateur : part des énergies renouvelables dans la consommation brute d’électricité
La part des énergies renouvelables dans la consommation brute d’électricité s’est élevée à 54% au premier semestre 2025 en légère baisse par rapport au premier semestre 2024 (57%). Postulat : l’électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement consommée en Allemagne /1/, /3/.
Les principales raisons de cette baisse sont les médiocres résultats de production des éoliennes et de l’hydroélectricité. La hausse de la production photovoltaïque n’a pas suffi à compenser le recul de leur production.
Parallèlement, la production des centrales à combustibles fossiles a augmenté de plus de 7%, entraînant une hausse de l’intensité carbone du mix électrique de près de 5%.
Indicateur : consommation d’énergie primaire
De nouvelles estimations ont été publiées pour la consommation d’énergie primaire en 2024. La consommation a baissé de 151 PJ (1,5%) par rapport à l’année précédente, pour atteindre 10 478 PJ (2 911 TWh). Cette légère baisse résulte du faible développement économique et d’une efficacité énergétique croissante /1/.
Indicateur : part des énergies renouvelables dans la consommation d’énergie finale
La part des énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie atteint 22,4% en 2024 soit une augmentation de seulement 0,4% par rapport au 2023 /1/, /4/, /6/.
Indicateur : niveau du prix de l’électricité pour les industries non privilégiées
Malgré une légère hausse, le prix de l’électricité pour les industries non privilégiées en Allemagne (c’est-à-dire celles qui ne sont pas électro-intensives) s’est légèrement amélioré par rapport aux prix européens.
Dans le baromètre actuel, l’indicateur est supérieur de 14,0% à la moyenne européenne au 1er semestre 2025, alors qu’il était de 16,2% au 2e semestre 2024 /1/.
Cela s’explique par le fait que les prix moyens dans les autres pays européens ont augmenté un peu plus fortement (+ 5%) qu’en Allemagne (+ 3%). De ce fait l’indicateur reste au vert.
Indicateurs : coupures de courant non prévues et capacités d’importation
Aucune nouvelle donnée n’a été publiée, mais ces deux indicateurs empruntent actuellement la bonne trajectoire.
Indicateur : nombre d’emplois dans le secteur des énergies renouvelables
L’Agence Fédérale Allemande de l’Environnement (Umweltbundesamt) a introduit une nouvelle méthode de classification pour les emplois dans le secteur des énergies renouvelables /1/.
Seuls les emplois directs sont désormais pris en compte, alors qu’auparavant les emplois indirects étaient également pris en considération.
Étant donné que les chiffres ne correspondent plus aux données précédentes, l’objectif actuel pour cet indicateur a été adapté par McKinsey.
L’objectif de 100 % est désormais atteint lorsque le secteur emploie 222.000 personnes. Étant donné qu’en 2023 il y avait déjà 276.000 emplois dans le secteur des énergies renouvelables l’indicateur reste au vert.
Trois indicateurs dont la réalisation semble incertaine à l’horizon de 2030
Indicateur : coûts d’énergie des ménages allemands
L’indicateur mesure la part des coûts de l’énergie (électricité, gaz, mazout, carburants et autres combustibles) dans le panier de consommation en se basant sur l’indice des prix à la consommation. L’objectif est considéré comme atteint si une part de 7,8% n’est pas dépassée /1/.
La part des coûts de l’énergie des ménages dans le panier de consommation s’est élevée à 8,9% dans la période entre juillet 2024 et juin 2025. La réalisation de l’objectif s’élève désormais à 71% n’étant plus irréaliste pour la première fois depuis début 2022
Indicateur : émissions de gaz à effet de serre
Selon les données provisoires de l’Agence Fédérale de l’Environnement, les émissions de gaz à effet de serre s’élèvent en 2024 à 649 Mt CO₂éq , soit une baisse de 3,4% par rapport à 2023 /1/, /4/.
L’indicateur s’est amélioré ainsi de 92% à 94%. Étant donné qu’une grande partie des réductions réalisées ne sont pas imputables à des effets durables, la réalisation de l’objectif de 2030 (réduction des émissions de gaz à effet de serre de 65% par rapport à 1990) reste incertaine.
Indicateur : marge de capacité garantie de réserve de moyens pilotables
Aucune nouvelle donnée n’a été publiée pour cet indicateur.
Selon McKinsey, l’indicateur est atteint lorsque la marge est supérieure à 0%. La marge de capacité garantie de réserve de moyens pilotables s’est élevée à 5,3% au 2e semestre 2024 /1/.
Une augmentation de la consommation électrique dans le sillage de la reprise économique et de l’électrification croissante des autres secteurs de l’économie mettrait toutefois la marge de réserve sous pression considérable pendant l’hiver 2025/26, notamment en raison de la sortie prévue de la production d’électricité à partir du charbon. C’est pourquoi l’atteinte de l’indicateur reste pour l’instant incertaine, malgré l’atteinte actuelle de l’objectif.
Cinq indicateurs sont au rouge
Indicateur : le prix de l’électricité des ménagesallemands
Avec un taux de réalisation de 47%, l’atteinte de l’indicateur « prix de l’électricité des ménages » reste irréaliste à l’horizon de 2030 /1/.
Malgré une baisse par rapport à décembre 2024 le prix se situe avec 40 cts€/kWh toujours 39% supérieur à la moyenne européenne.
Une grande partie de la différence du prix est due aux taxes et aux prélèvements, qui sont 120% plus élevés en Allemagne que dans les autres pays européens.
Indicateur : chaleur produite à partir d’énergies renouvelables
Avec un taux de réalisation de 37%, l’atteinte de l’indicateur reste irréaliste à l’horizon de 2030. La part des énergies renouvelables dans la production de chaleur n’a augmenté que de 1,1% depuis 2021 pour atteindre une part de18,1% de la consommation finale d’énergie du secteur de chaleur /1/, /6/.
Pour atteindre l’objectif d’une part de 50% d’ici 2030 à la consommation finale d’énergie du secteur de chaleur il faudrait maintenant une augmentation annuelle d’au moins 5%.
Indicateur : électromobilité dans le secteur des transports
En avril 2025, l’Allemagne comptait au total près de 2,7 millions de véhicules « 100% électriques », mais 7,1 millions auraient été nécessaires pour rester sur la bonne trajectoire à l’horizon de 2030 /1/.
Les consommateurs sont toujours réticents à dépenser pour des véhicules électriques : le nombre de nouvelles immatriculations au cours du dernier semestre était inférieur à 200 000. C’est moins d’un dixième de ce qui est nécessaire par semestre pour atteindre l’objectif de 15 millions de véhicules « 100% électriques » d’ici 2030 /4/.
Indicateur : coûts d’équilibrage du réseau de transport
McKinsey a fixé un objectif de 1 € par MWh /1/. Après une légère baisse, les coûts d’équilibrage du réseau ont de nouveau nettement augmenté, passant de 10,0 à 16,5 €/MWh.
La hausse des coûts a été entraînée par la baisse de la production d’énergies renouvelables et l’augmentation des volumes de redispatching.
L’atteinte de l’objectif d’ici 2030 est irréaliste.
Indicateur : développement des réseaux de transport
Le développement des réseaux de transport reste en deçà de ses objectifs. Au cours du second semestre 2024, moins de 150 km ont été ajoutés ; actuellement, environ 600 km par semestre auraient été nécessaires /1/.
Des procédures d’autorisation plus rapides laissent espérer une accélération du développement au cours des prochaines années.
Mais selon le plan de développement du réseau 2037/2045, le besoin d’extension du réseau de transport a été revu à la hausse /5/. Cela revient à relever les objectifs fixés pour les réseaux de transport.
Stratégie Chaleur 2045 : des projets ambitieux, des obstacles importants à leur mise en œuvre
La décarbonation de l’approvisionnement en chaleur est indispensable à la réussite de la transition énergétique : en 2024, la consommation finale d’énergie du secteur de chaleur en Allemagne s’élevait à environ 1.100 TWh /6/ soit environ la moitié de la consommation finale totale d’énergie /6/.
Afin d’atteindre l’objectif de neutralité carbone (zéro émission nette) d’ici 2045 /5/, la consommation finale d’énergie et les émissions de gaz à effet de serre du chauffage, en particulier dans le secteur du bâtiment, doivent être considérablement réduites dans les années à venir.
Des objectifs ambitieux en matière de rénovation des bâtiments avec des moyens limités
L’étude de la deutsche Energie-Agentur GmbH (agence allemande de l’énergie, dena) intitulée « Aufbruch Klimaneutralität » (Vers la neutralité climatique) conclut que pour y parvenir, 1,7% à 1,9% des bâtiments résidentiels devraient être rénovés chaque année /2/. D’autres études estiment que les taux de rénovation nécessaires se situent entre 2% et 4%. Dans le passé (2000 à 2020), ce taux n’était toutefois que de 0,8% en moyenne, et au quatrième trimestre 2024, il est même tombé à environ 0,6%.
La lenteur de la rénovation s’explique essentiellement par deux raisons : le manque de rentabilité (obstacles financiers et dilemme propriétaire-locataire) et la pénurie de main-d’œuvre qualifiée /2/.
Extension des réseaux thermiques : des efforts considérables sont nécessaires
L’extension des réseaux thermiques est une condition préalable importante d’un approvisionnement en chaleur climatiquement neutre des bâtiments. En outre, les réseaux thermiques qui exploitent la chaleur résiduelle et la biomasse constituent une alternative aux pompes à chaleur et permettent ainsi de réduire les besoins croissants en électricité de la production de chaleur.
Environ 1,3 million de bâtiments sont raccordés à des réseaux thermiques (2024), dont la production de chaleur repose en grande partie sur des énergies fossiles (48% de gaz naturel, 13% de charbon, 2% de mazout).
Les objectifs pour l’avenir sont ambitieux :
D’une part, au moins 100 000 bâtiments supplémentaires doivent être raccordés chaque année aux réseaux thermiques. Sur la base des scénarios à long terme du Ministère Fédéral de l’Économie, cela signifie une augmentation de la production de chauffage urbain (y compris pertes en ligne) de 128 TWh actuellement à 150 -160 TWh en 2030.
D’autre part, l’objectif est d’alimenter les réseaux thermiques à 50% par des énergies renouvelables et de récupération d’ici 2030 et de rendre l’approvisionnement en chaleur climatiquement neutre à l’horizon de 2045.
La stratégie « chaleur » impose le pragmatisme
McKinsey estime les besoins d’investissement à l’échelle nationale d’ici 2030 entre 245 et 430 Md€ pour la rénovation des bâtiments, les réseaux thermiques et les pompes à chaleur. Compte tenu de ces exigences financières et des obstacles opérationnels, il est nécessaire d’accélérer considérablement les efforts afin de mettre en œuvre la transition du secteur de chaleur.
Afin de poursuivre la décarbonisation du chauffage, il convient également d’envisager une approche pragmatique. Trois mesures concrètes pourraient constituer un point de départ selon McKinsey /2/ :
Réduire la consommation d’énergie grâce à la technologie
L’optimisation des réglages de chauffage et l’utilisation de systèmes de commande intelligents pourraient réduire la consommation énergétique de 5 à 10% ;
Accélérer le développement de la géothermie :
La géothermie offre un grand potentiel en Allemagne pour l’approvisionnement des réseaux thermiques en énergies vertes. Actuellement, plus de 150 projets géothermiques d’une puissance totale de 1 à 2 GW sont en cours de planification, qui pourraient produire jusqu’à 10 TWh de chaleur ;
Décarboniser les chauffages
Un foyer chauffé au mazout avec un besoin en chaleur d’environ 12.000 kWh génère environ 3,5 tonnes de CO2éq par an. Le passage au gaz, relativement peu coûteux, de 8 millions de logements pourrait permettre d’économiser près de 20 Mt CO2éq/an.
Ces trois mesures pourraient déjà faire progresser l’Allemagne de manière significative sur la voie d’un approvisionnement en chauffage climatiquement neutre. Les plans de chauffage municipaux ont largement contribué à créer la transparence nécessaire.
Il s’agit désormais de développer ces plans dans une perspective globale qui tienne également compte de l’interaction avec les secteurs du gaz et de l’électricité.
Selon la publication de l’Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur) du 6 août 2025 /1/, l’appel d’offres éolien maritime susceptible d’allouer deux concessions en mer du Nord, baptisées N-10.1 et N-10.2, d’une capacité totale de 2,5 GW pour une mise en service prévue en 2029 et 2031, n’a reçu aucune réponse. Les conditions cadres comportaient manifestement trop de risques pour les investisseurs. En outre le rendement annuel attendu des éoliennes était plus faible que pour d’autres sites suite à une densité élevée de la puissance prospectée favorisant l’effet de sillage.
Il s’agit de sites qui avaient déjà été soumis à une analyse préalable par l’Office Fédéral de la Navigation Maritime et de l’Hydrographie (BSH) concernant l’environnement marin, le sol de construction et les conditions atmosphériques et océanographiques.
Selon l’annonce du régulateur, les concessions feront l’objet d’un nouvel appel d’offres, selon des règles moins strictes, conformément aux spécifications pour les sites non préalablement analysés. La date limite de soumission des offres a été fixée au 1er juin 2026.
Il s’agit du deuxième revers majeur en peu de temps pour le développement des éoliennes en mer. En juin 2025 le français TotalEnergies avait remporté un appel d’offres pour un montant de 180 M€ pour une concession de 1 GW /2/, soit une fraction de ce que les soumissionnaires avaient encore offert les années précédentes.
Ainsi, l’Agence Fédérale des Réseaux avait encaissé plus de 12 Md€ en 2023 pour 4 concessions de 7 GW au total /3/. En 2024, ce chiffre s’élevait encore à 3 Md€ pour deux concessions de 2,5 GW au total /4/.
Effets de sillages sur un parc éolien en Mer du Nord entrainant une baisse de production des éoliennes environnantes, source : Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie
Procédures d’appels d’offres pour l’éolien en mer en Allemagne
Les procédures d’appels d’offres pour l’éolien en mer sont fixées dans la Loi pour le développement et la promotion de l´éolien en mer (Windenergie-auf-See-Gesetz – WindSeeG). Il existe deux types de procédures d’appel d’offres avec des conditions cadres différentes.
Les concessions baptisées N-10.1 et N-10.2, d’une capacité totale de 2,5 GW ont fait l’objet d’« appels d’offres pour des sites ayant fait l’objet d’une étude préliminaire centralisée ».
Aucune rémunération (par exemple tarif d’achat garanti) n’est prévue pour ces sites. Les investisseurs proposent un montant (en €) pour la concession pour pouvoir construire des éoliennes et précisent en outre les critères qualitatifs auxquels celles-ci répondent. Cela concerne par exemple la contribution à la décarbonisation, la compatibilité environnementale de la technologie utilisée pour les fondations ou la garantie de disposer d’une main-d’œuvre qualifiée.
De plus l’octroi d’une attribution entraine l’obligation de payer une redevance de 37,4 M€ pour la concession N-10.1 et de 9,8 M€ pour la concession N-10.2 pour couvrir les dépenses engagées pour la réalisation de l’étude préliminaire des sites /1/. Exemple : Même si un investisseur n’avait proposé qu’un Euro pour une concession, il aurait dû payer les redevances citées ci-dessus.
En l’absence d’offres, l’Agence Fédérale des Réseaux met désormais ces concessions aux enchères selon les règles moins strictes des « appels d’offres pour des terrains n’ayant pas fait l’objet d’une étude préalable centralisée ». Les critères qualitatifs ne s’appliquent pas et il existe pour les investisseurs la possibilité de demander une rémunération (tarif d’achat garanti) pour l’électricité injectée au réseau.
Ce n’est que lorsque plusieurs offres dites « à zéro centime » ne font pas état d’un besoin d’une rémunération pour leur projet qu’une procédure d’appel d’offres « dynamique » est lancée dans un deuxième temps. Au cours de laquelle les investisseurs font des offres financières pour la concession.
Cette procédure a par exemple été utilisée lors de l’appel d’offres clôturé en juin 2025 pour le site non pré-étudié N-9.4, pour lequel deux soumissionnaires se sont présentés avec « zéro centime par kWh /2/. Le gagnant (TotalEnergies) était prêt à payer pour la concession 180 M€ au gouvernement fédéral (droit de construction d’une puissance éolienne totale d’un gigawatt).
Trop de risques pour les investisseurs
Selon la Fédération allemande des industries de l’énergie et de l’eau (BDEW), les risques pour les développeurs de parcs éoliens en mer ont considérablement augmenté ces dernières années /5/. Cela s’explique notamment par la hausse des coûts d’investissement et d’exploitation due aux tensions géopolitiques et aux goulots d’étranglement dans les chaînes d’approvisionnement.
À cela s’ajoutent incertitudes sur les prix de l’électricité et un rendement des éoliennes plus faible en raison d’effets de sillage.
Les conditions géologiques pourraient également expliquer l’absence d’offres. Selon la Ministre Fédérale de l’Économie et de l’Energie, Katherina Reiche /6/, les concessions mises en adjudication présentent des risques plus élevés en raison des conditions géologiques. En effet, une plus grande profondeur d’eau augmente le risque que les fondations soient emportées. Cela pourrait entraîner des primes de risque plus élevées et rendre les zones mises en adjudication peu attractives.
De plus, lors des épisodes de prix négatifs, les gestionnaires de réseaux rechignent à honorer leurs contrats d’achat d’électricité, ce qui remet en question l’ensemble du plan de financement d’un projet.
BDEW /5/ demande que le modèle de subvention soit remplacé par des contrats pour différence (Contracts for Difference). Ceux-ci prévoient la fixation d’un prix de l’électricité entre l’État et l’exploitant de l’installation. Si le prix réel du marché est inférieur, l’État compense la différence. En revanche, si le prix du marché dépasse le prix convenu, l’exploitant doit reverser les recettes supplémentaires à l’État.
Problèmes liés à l’effet de sillage non résolus
La forte densité de construction prévue jusqu’ici entraîne une réduction significative des heures équivalent de pleine puissance (hepp) sur les sites actuellement mis en adjudication en raison d’effets de sillage. A l’arrière d’une éolienne, un sillage se développe et la vitesse moyenne du vent est diminuée entrainant notamment une baisse de production des éoliennes environnantes /5/, /7/.
Selon BDEW /5/ il convient de tenir compte, dans le cadre de la réforme de la Loi pour le développement et la promotion de l´éolien en mer (Windenergie-auf-See-Gesetz – WindSeeG), des effets de sillage croissants en raison de la densité des installations dans la zone économique allemande de la Mer du Nord.
Dans une analyse de l’Institut Fraunhofer /5/ le rendement annuel des concessions N-10.1 et N-10.2 (densité de puissance moyenne de 13,8 MW/km2) serait inferieur à 3 000 hepp.
Dans de nombreux parcs éoliens en mer existants, moins touchés par l’effet de sillage, il est possible d’atteindre entre 3 300 et 4 500 hepp et donc une rentabilité plus élevée.
La consommation énergétique en Allemagne affiche une augmentation de 2,3% au cours du 1er semestre 2025. Les températures plus fraîches ont eu une influence déterminante. L’utilisation accrue des centrales thermiques à flamme pour pallier le recul de production électrique à partir de l’éolien et de l’hydraulique a également entraîné une augmentation de la consommation énergétique ;
La production brute d’électricité a enregistré une légère baisse par rapport au 1er semestre 2024 en raison des résultats de production médiocres des éoliennes et de l’hydroélectricité. La consommation d’électricité stagne par rapportà la même période de l’année dernière ;
La production à partir des énergies renouvelables a baissé de plus de 5% par rapport à la même période de l’année précédente. Ce recul s’explique par des conditions météorologiques défavorables ;
Le solde allemand des échanges d’électricité a été, comme en 2024, importateur au 1er semestre 2025 ;
Un nouveau record des épisodes de prix négatifs a été observé au marché de gros ;
Le prix moyen de gros constaté sur le marché journalier au 1er semestre 2025 a été environ 34% supérieur à la moyenne des prix de gros du 1er semestre 2024. En revanche, le prix de l’électricité pour les clients résidentiels a légèrement baissé en 2025. Il est toutefois supérieur au niveau d’avant crise énergétique et se situe parmi les plus élevés en Europe ;
Malgré la capacité croissante des énergies renouvelables, l’intensité carbone du mix électrique allemand est toujours à un niveau élevé.
Selon les calculs provisoires de l’AG Energiebilanzen /1/, la consommation d’énergie primaire atteint 1525 TWh au 1er semestre 2025 (1er semestre 2024 : 1491 TWh). Cela représente une augmentation de 2,3% par rapport à la même période de l’année précédente, cf. figure 1. La forte croissance inattendue de la consommation d’énergie primaire de 5,5% observée au cours du 1er trimestre 2025 s’est ainsi sensiblement ralentie.
Les températures plus fraîches ont eu une influence déterminante sur l’évolution de la consommation énergétique au 1er semestre 2025. Le volume de la consommation énergétique (corrigé des aléas météorologiques) a augmenté de seulement 0,4% par rapport à celui de la même période de l’année précédente.
Figure 1 : consommation d’énergie primaire par filière au 1er semestre 2025 et évolution en pourcentage par rapport au 1er semestre 2024
Outre la légère amélioration de la conjoncture économique générale, l’utilisation accrue des centrales thermiques à flamme pour la production de l’électricité a entraîné une augmentation de la consommation énergétique. Pour pallier le recul de production à partir de l’éolien et de l’hydraulique, en baisse en raison de conditions météorologiques défavorables, il a fallu recourir davantage aux énergies fossiles (gaz naturel et charbon).
Le rendement des centrales thermiques à flamme, inférieur à celui des énergies renouvelables, a ainsi entraîné une augmentation de la consommation d’énergie primaire.
Production et consommation d’électricité
Le Centre de Recherche sur l’Énergie solaire et l’Hydrogène de Bade-Wurtemberg (ZSW) et la Fédération des Industries de l’Énergie et de l’Eau (BDEW) ont publié les résultats préliminaires du 1er semestre 2025 /2/.
La figure 2 montre la production brute d’électricité aux premiers semestres 2024 et 2025.
Figure 2 : production brute d’électricité aux premiers semestres 2024 et 2025
Avec 251 TWh, l’Allemagne a enregistré une légère baisse de la production brute par rapport à la même période de l’année précédente (1er semestre 2024 : 252 TWh).
Tableau 1 : production et consommation d’électricité en Allemagne aux premiers semestres 2024 et 2025 /2/
* production brute : la production brute est la quantité d’électricité mesurée aux bornes des alternateurs d’une centrale, elle inclut donc la consommation d’électricité par les auxiliaires de la centrale et les transformateurs ;
** Consommation intérieure brute : la production brute plus le solde des échanges transfrontaliers d’électricité.
Lissée sur les six premiers mois, les énergies renouvelables ont produit 141 TWh, soit 5,4 % de moins qu’au cours de la même période 2024 (2024 : 149 TWh). Ce recul s’explique par des conditions météorologiques défavorables : la production éolienne a diminué au 1er semestre, principalement en raison du 1er trimestre 2025 exceptionnellement peu venteux. Cela vaut tant pour l’éolien terrestre que pour l’éolien maritime.
La production des éoliennes maritimes a diminué de 17%, tandis que celle des éoliennes terrestres a enregistré une baisse de plus de 18%. Au total, les éoliennes ont produit presque 61 TWh au cours du 1er semestre 2025 soit 13 TWh de moins qu’au cours de 2024 (2024 : 74 TWh).
Le fait que la production éolienne puisse enregistrer près d’un cinquième de perte d’une année sur l’autre en raison des conditions météorologiques montre clairement le défi que représente l’intégration des énergies renouvelables dans le système électrique.
Les précipitations nettement insuffisantes depuis février ont également entraîné une baisse importante de la production hydraulique par rapport à l’année précédente : elle a contribué à hauteur de 8,1 TWh (2024 : 11,4 milliards de kWh) à la production d’électricité, soit 29% de moins qu’à la même période 2024. L’hydroélectricité était à son plus bas niveau depuis 20 ans. Le manque d’eau de fonte au printemps a notamment réduit son potentiel.
Il convient de souligner que le photovoltaïque a produit nettement plus d’électricité que l’année précédente, avec un total de plus de 47 TWh, grâce notamment à l’augmentation record de la capacité en 2024. Au total, la production photovoltaïque a augmenté de presque 9 TWh, soit 23%. Cette forte hausse de la production n’a toutefois pas suffi à compenser entièrement le recul de la production éolienne.
Le parc conventionnel a produit 110 TWh bruts contre 103 TWh au cours de la même période de l’année dernière, pour compenser le manque de la production renouvelable, cf. tableau 1.
La figure 3 montre la consommation brute d’électricité. Elle stagne par rapport à la même période de l’année précédente pour atteindre 259 TWh (1er semestre 2024 : 260 TWh).
Sous l’hypothèse que l’électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation intérieure brute s’élève à 54%, lissée sur les six premiers mois, en baisse de 3 points par rapport au 1er semestre 2024 (57%).
Figure 3 : consommation brute d´électricité et parts des énergies renouvelables aux premiers semestres 2024 et 2025
Développement des parcs d’énergies renouvelables
La figure 4 montre les parcs éoliens, photovoltaïques et de la biomasse à mi-2025 par rapport à l’objectif de 2030 selon la Loi sur la promotion des énergies renouvelables de 2023 (EEG 2023) /8/.
Figure 4 : parc d’énergies renouvelables à mi-2025 par rapport aux objectifs de 2030 de la Loi EEG 2023
Parc éolien terrestre
Au cours du 1er semestre 2025, 2186 MW ont été raccordés au réseau, soit 406 éoliennes y compris le repowering (remplacement d´anciennes machines par des turbines plus puissantes et plus productives). C’est une augmentation d’environ 66% par rapport au premier semestre 2024.
En tenant compte de la mise hors service définitive de 210 éoliennes (328 MW), l’ajout net s’élève à 1859 MW (196 éoliennes). La durée de fonctionnement moyenne des éoliennes définitivement arrêtées était de 22 ans.
Fin juin 2024, le parc comptait 28 879 éoliennes terrestres en service d’une capacité totale de 65 383 MW. La capacité totale a augmenté d’environ 2,9% depuis le début de l’année. Le nombre total des éoliennes a augmenté de 0,7% /9/.
La loi sur la promotion des énergies renouvelables de 2023 prévoit d’augmenter la capacité totale à 115 GW d’ici 2030. L’objectif intermédiaire défini par la loi est fixé à 84 GW pour 2026 /8/. Cela impliquerait d’installer presque 20 GW dans les prochains 18 mois ce qui semble peu probable.
Parc éolien en mer
Fin juin 2025, le parc comptait une capacité totale de 9 215 MW. Aucune nouvelle éolienne n’a été raccordée au réseau au cours du premier semestre 2025.
Il est prévu de porter la capacité totale des éoliennes en mer à au moins 30 GW d’ici 2030 /8/.
Parc photovoltaïque
Au premier semestre 2025 une capacité photovoltaïque de 7 100 MW a été installée portant la capacité cumulée à 107 113 MW /5/. Le niveau élevé des ajouts réalisés au cours des deux années précédentes n’a pas pu être entièrement maintenu.
Il est prévu de porter la capacité totale à 215 GW d’ici 2030. L’objectif intermédiaire défini par la loi est fixé à 128 GW pour 2026 /8/. Cela impliquerait d’installer environ 21 GW dans les prochains 18 mois ce qui est tout à fait réalisable.
Parc biomasse
Au premier semestre 2025 une capacité de biomasse de 45 MW a été installée portant la capacité cumulée à 9 682 MW /5/. L’ajout réalisé comprend aussi bien des nouvelles installations ainsi que l’augmentation de puissance des installations existantes.
Toutefois, une utilisation accrue de la biomasse dans le secteur électrique n’est pas une priorité pour le gouvernement. La Loi sur la promotion des énergies renouvelables vise une capacité de 8,4 GW en 2030 soit une réduction nette par rapport à la capacité actuellement installée /8/.
Parc hydraulique
Le potentiel de développement du parc hydraulique étant faible, la loi EEG 2023 n’indique aucun objectif à l’horizon de 2030 /8/. Selon le régulateur /10/, la capacité installée s’élève à environ 15,4 GW y compris les 9,9 GW STEP (Stations de Transfert d’Énergie par Pompage).
Échanges transfrontaliers d’électricité
L’Allemagne a exporté 30,0 TWh et importé 37,4 TWh au 1er semestre 2025. Comme en 2024, le solde allemand des échanges d’électricité a été importateur, soit 7,4 TWh contre 8,6 TWh au 1er semestre 2024 (voir tableau 1).
Le moment où l’électricité est importée ou exportée dépend non seulement de l’offre et de la demande dans le pays concerné, mais aussi des prix de l’électricité des pays voisins.
La plus grande partie des importations d’électricité provenait de la France suivie du Danemark et de la Norvège.
Prix de l’électricité
Evolution du prix de l´électricité sur le marché de gros
La figure 5 montre les prix journaliers moyens de l’électricité (dit « day-ahead ») sur le marché de gros pour la zone Allemagne/Luxembourg aux premiers semestres des années 2022 à 2025 /3/, /4/.
La crise énergétique, débutée en 2021 et amplifiée de façon considérable en 2022, se résorbe progressivement en 2023 sans toutefois retrouver les niveaux d’avant crise.
Avec 90,84 €/MWh au 1er semestre 2025, les prix étaient environ 34% supérieurs à la moyenne des prix de gros du 1er semestre 2024.
Figure 5 : Evolution des prix de gros constatés aux 1er semestre 2022 -2025 sur le marché journalier (day-ahead) de la zone Allemagne/Luxembourg
Cela s’explique notamment par le prix de gros élevé sur le marché Day-Ahead au 1er trimestre 2025. Avec 111,94 €/MWh, le prix moyen de l’électricité était supérieur de 65% à celui du 1er trimestre 2024 (67,67 €/MWh).
En raison de la faible production des énergies renouvelables au premier trimestre 2025, une grande partie de l’électricité a dû être produite à partir de sources conventionnelles ou importée. Des centrales conventionnelles plus coûteuses ont donc été davantage sollicitées dans l’ordre de mérite, ce qui s’est répercuté sur le prix moyen de gros.
Avec 69,73 €/MWh au deuxième trimestre, le prix de gros moyen de l’électricité n’était que légèrement supérieur à celui du 2e trimestre de 2024 (67,48 euros/MWh).
Episodes de prix négatifs
Les prix négatifs sont observés lorsque la production d’électricité est supérieure à la demande. C’est généralement le cas lorsque la production élevée et peu flexible issue des énergies renouvelables variables (éolien et solaire) rencontre une faible demande, comme c’est souvent le cas le dimanche ou les jours fériés.
Au 1er semestre 2025, l’Allemagne a connu une augmentation sans précédent atteignant 389 pas horaires à prix négatif /3/, /4/.
Ces épisodes se sont concentrés au 2e trimestre 2025 en raison de la surproduction du photovoltaïque. Des prix de gros négatifs ont été enregistrés pendant 345 heures sur les 2184 heures que compte le 2e trimestre. Le prix le plus bas du trimestre a été enregistré le dimanche 11 mai entre 13h et 14h, avec – 250,32 €/MWh.
Figure 6 : Nombre de pas horaires avec prix négatif aux premiers semestres de 2022 à 2025
Les gestionnaires de réseau sont tenus d’acheter l’électricité renouvelable indépendamment de la demande et de la vendre au marché spot.
Si les gestionnaires de réseau ne réalisent pas de recettes suffisantes, l’État doit satisfaire les droits légaux à la charge de soutien des producteurs d’électricité renouvelable.
Depuis 2023, ces charges ne sont plus visibles sur la facture d’électricité car elles sont entièrement financées par l´État, c’est-à-dire par les contribuables.
Pour 2025 la charge de soutien est estimée à plus de 18 Mds €, voir tableau 4 dans /11/.
Le gouvernement allemand a pris des mesures contre la surproduction des grands parcs éoliens et solaires /11/. La loi sur les énergies renouvelables (EEG) prévoit, depuis 2024, une suspension de la rémunération pour des installations ≥ 400 kW à partir de 3 heures de prix négatifs sans interruption. A partir de 2027, les heures de prix négatifs seront remboursées aux seules petites installations < 400 kW et éoliennes pilotes.
Mais ce sont surtout les petites installations photovoltaïques qui sont responsables des prix négatifs au marché de gros. Environ la moitié de la capacité photovoltaïque consiste en installations inférieures à 100 kW. Ces producteurs sous obligation d’achat (OA) sont insensibles aux prix de marché et alimentent le réseau de manière incontrôlée.
C’est pour cela que le parlement allemand a adopté début 2025 des modifications de la loi sur les énergies renouvelables (EEG 2023), appelée « Solarspitzengesetz » (Loi sur les pics de solaire).
Les exploitants de nouvelles petites installations (notamment photovoltaïques) ne recevront plus à l’avenir de rémunération pour l’électricité qu’ils injectent dans le réseau lorsque les prix au marché de gros sont négatifs. Ces modifications législatives visent à inciter une exploitation des installations photovoltaïques plus favorable au maintien de la stabilité du réseau et au marché.
Sont exclues pour l’instant les installations d’une puissance inférieure à 2 kWc ainsi que les installations de 2 à 100 kW, à condition qu’aucun compteur intelligent ne soit encore installé. Jusqu’à l’installation d’un compteur intelligent, les installations < 100 kWc (à l’exception des panneaux solaires enfichables jusqu’à 2 kWc) doivent limiter leur puissance d’injection à 60% de la puissance installée (§ 9 (2) de la loi EEG 2023).
Les rémunérations perdues de ce fait seront compensées par une prolongation de la période de soutien garantie pour les heures d’arrêt de production.
Prix de l’électricité pour les clients résidentiels
Le prix moyen de l’électricité pour les clients résidentiels a légèrement baissé en 2025 par rapport à la même période en 2024 /6/. Il est toutefois supérieur au niveau d’avant crise énergétique et se situe parmi les plus élevés en Europe.
Figure 7 : prix de l’électricité en cts€/kWh en avril 2019 à 2025 pour les consommateurs résidentiels (consommation annuelle : 2500 à 5000 kWh)
Malgré la suppression de la charge de soutien des énergies renouvelables mi-2022, les composants de prix réglementés par l’Etat (taxes et prélèvements, tarif d’utilisation des réseaux) représentent en 2025 plus de 60% du prix de l’électricité des consommateurs résidentiels.
Une promesse phare de la nouvelle coalition gouvernemental composée des conservateurs du chancelier Friedrich Merz et des sociaux-démocrates était de réduire d’au moins cinq centimes par kWh la facture d’électricité des entreprises et des consommateurs /7/.
Finalement, la mesure ne bénéficiera qu’à l’industrie, l’agriculture et la sylviculture, négligeant les artisans et les particuliers. Le coût de réduction du prix de l’électricité pour les ménages était estimé à plus de 5 Mds € à partir de l’an prochain. Le gouvernement n’a pu s’accorder sur les mesures d’économies à réaliser pour financer cette mesure.
Intensité carbone du mix électrique allemand
Malgré une part de 56% d’énergies renouvelables à la production brute d’électricité, lissée sur les six premiers mois, les émissions moyennes de CO2 par kWh restent toujours à un niveau élevé, soit environ 344 g CO2éq/kWh /12/. Notamment la faible production des énergies renouvelables variables au 1er trimestre 2025 a conduit à des émissions de CO2 élevées.
Figure 8 : Intensité carbone du mix électrique allemand exprimée en grammes de CO2éq par kWh produit au 1er semestre 2025
/2/ BDEW (2025) Erneuerbare Energiequellen deckten mehr als 54 Prozent des Stromverbrauchs im 1. Halbjahr 2025, Communiqué de presse commun ZSW et BDEW du 15.07.2025, Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) et Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), en ligne : https://www.bdew.de/presse/erneuerbare-energien-stromverbrauch-2025/
/5/ UBA (2025) Monats- und Quartalsdaten der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien – Statistik (AGEE – Stat), Monatsbericht – Plus 16.07.2025, Umweltbundesamt, en ligne : agee-stat_monatsbericht_plus_2025-q2
/8/ BMJV (2025) Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG 2023), Bundesministerium für Justiz und für Verbraucherschutz, en ligne : https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/
Temps de lecture : résumé 2 minutes, texte complet 17 minutes
Suite à la dissolution du parlement allemand en décembre 2024 et aux élections fédérales en février 2025, l’Union chrétienne démocrate (CDU) et l’Union chrétienne-sociale en Bavière (CSU) sont parvenues à former une coalition gouvernementale avec les Sociaux-démocrates (SPD). Le nouveau gouvernement a pris ses fonctions : Friedrich Merz, le leader des conservateurs (CDU), a été élu chancelier le 6 mai 2025.
La nouvelle coalition a publié le 9 avril 2025 un document posant les bases de la collaboration pour les 4 prochaines années, le traditionnel contrat de coalition.
Bien que n’étant pas juridiquement contraignant, le contrat de coalition permet aux partis membres du gouvernement de se positionner sur les sujets majeurs en détaillant les grandes lignes du programme des quatre prochaines années avec pour mot d’ordre : « Verantwortung für Deutschland » (Responsabilité pour l’Allemagne).
Le nouveau gouvernement en Allemagne confirme que l’atteinte des objectifs de l’accord de Paris sur le climat est une priorité. L’objectif national de neutralité carbone d’ici 2045 (Zéro émission nette), fixé par la Loi Fédérale sur la Protection du Climat, entrée en vigueur en août 2021, ne sera pas mis en cause.
100 Md€ du fonds spécial extrabudgétaire d’infrastructure de 500 Md€ adopté en mars 2025 iront à un fonds spécial existant, censé promouvoir les objectifs de zéro émission nette de l’Allemagne d’ici 2045.
Concernant le tournant énergétique, la nouvelle coalition gouvernementale mise en général sur la continuité de la politique énergétique du gouvernement sortant.
Tous les potentiels des renouvelables seront exploités, mais l’objectif est maintenant d’obtenir des coûts énergétiques durablement bas et prévisibles, compétitifs au niveau international.
Les entreprises électro-intensives auront droit à un allègement important par un « prix de l’électricité pour l’industrie ».
Pour pallier la variabilité de la production des énergies renouvelables telles que l’éolien et le photovoltaïque, il est prévu de lancer rapidement des appels d’offres, ouverts sur le plan technologique, pour la construction de 20 GW de centrales à gaz à l’horizon 2030.
L’objectif de la sortie de la production d´électricité à partir du charbon d’ici 2038 au plus tard, déjà décidé en 2020, est maintenu. Le rythme de déploiement de nouveaux moyens pilotables dictera le calendrier de fermeture (ou de mise en réserve) des centrales à charbon.
Le nucléaire n’est pas mentionné du tout dans le contrat de coalition. La nouvelle coalition n’envisage donc pas un retour à l’utilisation du nucléaire jusqu’à nouvel ordre. En revanche, le soutien à la recherche sur la fusion sera renforcé, avec pour objectif que « le premier réacteur de fusion au monde soit construit en Allemagne ».
La Loi sur le chauffage des bâtiments du gouvernement sortant, très controversée en Allemagne, sera abolie et remplacée par une nouvelle loi « plus ouverte à la technologie, plus flexible et plus simple ».
(de g. à dr.) Markus Söder (CSU), Friedrich Merz (CDU) et Lars Klingbeil (SPD) lors de la signature du contrat de coalition le 5 mai 2025, Source : Kay Nietfeld/dpa
La nouvelle coalition soutient les objectifs climatiques de l’accord de Paris, tout en sachant que le réchauffement climatique est un problème mondial et que la communauté internationale doit le résoudre ensemble.
L’objectif national de neutralité carbone d’ici 2045 (Zéro émission nette), fixé par la Loi Fédérale sur la Protection du Climat, entrée en vigueur en août 2021, n’est pas mis en cause.
Suite à une modification de la loi fondamentale en mars 2025 /2/, un fonds spécial extrabudgétaire d’infrastructure de 500 milliards d’euros a été créé. 100 milliards d’euros de ce fonds iront au « Fonds pour le climat et la transformation » (Klima- und Transformationsfonds), censé promouvoir les objectifs de zéro émission nette de l’Allemagne d’ici 2045.
Les mots « neutralité carbone d’ici 2045 » apparaissent ainsi pour la première fois explicitement dans la Loi fondamentale. Toutefois, cela ne fait pas de la « neutralité climatique d’ici 2045 » un objectif obligeant l’État, en vertu de la Constitution, à atteindre cet objectif.
Toutefois le soutien à un futur objectif climatique de l’Union Européenne pour 2040, qui viserait 90% de réduction des émissions par rapport à 1990, n’est soutenu par la nouvelle coalition qu’à condition que l’Allemagne ne soit pas obligée de réduire ses émissions au-delà de son objectif climatique intermédiaire pour 2040, soit 88% par rapport à 1990 /3/.
En mai 2024, le gouvernement sortant avait approuvé une stratégie de gestion du carbone, comprenant le CSC et le CCUS, pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2045 en Allemagne /4/. Il a été prévu de créer un cadre juridique pour la mise en place d’une infrastructure de canalisation de CO2 et d’un stockage définitif de CO2 au large des côtes allemandes. Les « Länder » ont la possibilité d’opter pour un stockage de CO₂ à terre. Cela pourrait devenir une option pour les régions du sud de l’Allemagne.
Suite à la dissolution du parlement allemand en décembre 2024, une modification de la Loi, autorisant le captage et stockage du CO2, n’est pas encore entrée en vigueur.
La nouvelle coalition promet un « paquet législatif imminent » permettant le recours aux techniques du captage et stockage du CO2 dans le secteur de l’industrie, là où d’autres options ne sont pas disponibles ainsi que pour les centrales à gaz.
En outre, la coalition considère le captage direct de l’air (Direct Air Capture) comme une technologie d’avenir possible pour éliminer le CO2
Notes de l’auteur :
La nouvelle coalition s’en tient aux objectifs climatiques du gouvernement sortant. L’objectif de neutralité carbone d’ici 2045 (Zéro émission nette) est maintenu.
Même si l’on ne croit pas à l’universalité du « principe de Pareto » (les premiers 80% d’accomplissement d’un objectif fixé nécessitent 20% de l’effort, les 20% nécessitent 80% de l’effort), les défis augmentent au fur et à mesure que l’on se rapproche de l’année cible et la réduction des émissions de gaz à effet de serre va donc devenir de plus en plus difficile.
La figure 1 permet de mieux comprendre ce qui a été réalisé jusqu’à présent et les tâches que l’Allemagne doit encore accomplir dans les années à venir au sujet de la réduction des gaz à effet de serre.
En 60% du temps (35 ans) écoulé depuis 1990, la réduction moyenne était de 13 Mt CO2éq/an. Dans les 40% du temps encore disponible (25 ans), il faudrait doubler la réduction annuelle pour atteindre l’objectif de 2045.
Figure 1 : réduction des émissions de gaz à effet de serre depuis 1990 et objectif de 2045 /6/
En l’état actuel des choses, l’objectif de « neutralité carbone en 2045 » est quasiment impossible à atteindre. Les responsables en sont conscients, mais ils n’en parlent pas : le gouvernement a raison de douter de la confiance des citoyens.
Ce « silence » du gouvernement vise aussi à ne pas ternir l’image de l’Allemagne en tant que modèle dans le domaine de la protection du climat sur la scène internationale.
Marché du carbone européen
La nouvelle coalition soutient la pertinence du dispositif de marché du carbone européen SEQE-UE (ETS) pour assurer la décarbonation.
Le SEQE-UE 2 (ETS 2), adopté en 2023 par l’Union Européenne, est un nouveau marché carbone qui démarrera en 2027 et qui couvrira les émissions de CO2 des énergies fossiles utilisées dans les secteurs du transport routier, du bâtiment, de la construction et de la petite industrie. L’adaptation du système national de tarification du CO2 au SEQE-UE 2 est déjà entrée en vigueur début 2025 /3/.
Efficacité énergétique
L’efficacité énergétique est, selon la nouvelle coalition, un pilier pour la réalisation des objectifs climatiques. Elle sera atteinte notamment par des incitations fiscales et des signaux de marché. La loi sur l’efficacité énergétique et la loi sur les services énergétiques seront modifiées, simplifiées et mises en conformité avec le droit européen.
Ce texte du contrat de coalition ne stipule pas si les objectifs de réduction de la consommation énergique décidés par le gouvernement sortant seront repris ou modifiés.
Notes de l’auteur :
La Loi sur l’efficacité énergétique décidée par le gouvernement sortant en 2023 et actuellement en vigueur prévoit une forte réduction de la consommation finale d’énergie et de l’énergie primaire /3/. D´ici 2030, la consommation finale d’énergie devrait diminuer d’au moins 26,5% et celle de l’énergie primaire d’au moins 39,3% par rapport à 2008.
À l’horizon de 2045 le gouvernement sortant avait envisagé une réduction de la consommation finale d’énergie d’au moins 45% et de la consommation d’énergie primaire de l’ordre de 57% par rapport à 2008.
Les objectifs de réduction de la consommation sont très ambitieux, ce qui implique un effort important. En 60% du temps (35 ans) écoulé depuis 1990, la réduction moyenne était de 41 PJ/an. Dans les 40% du temps encore disponible (25 ans), il faudrait plus que tripler la réduction annuelle de la consommation finale d’énergie pour atteindre l’objectif de 2045.
Il s’agit d’une ingérence fondamentale dans l’économie nationale, avec des conséquences prévisibles pour la prospérité et la stabilité de la société. Les dommages collatéraux économiques attendus seront vraisemblablement énormes.
La politique énergétique
Au sujet du tournant énergétique, la nouvelle coalition gouvernementale mise en général sur la continuité de la politique énergétique du gouvernement sortant.
Tous les potentiels des renouvelables seront exploités, mais les aspects de l’abordabilité, de la rentabilité et de la sécurité d’approvisionnement seront systématiquement pris en compte.
L’objectif est d’obtenir des coûts énergétiques durablement bas et prévisibles, compétitifs au niveau international.
Pour atteindre l’objectif de rentabilité du tournant énergétique, une approche systémique est envisagée pour optimiser l’interaction entre le développement des énergies renouvelables, la stratégie de nouveaux moyens pilotables, le développement ciblé des réseaux électriques et du stockage d’énergie. De plus davantage de flexibilité du système électrique et une exploitation efficace des réseaux doivent être atteints.
D’ici mi-2025, le nouveau gouvernement prévoit de faire examiner, comme une base pour la poursuite des travaux, la consommation d’électricité prévisible à l’horizon de 2030, l’état de la sécurité d’approvisionnement, le développement des réseaux électriques, le développement des énergies renouvelables, les objectifs de la numérisation et la trajectoire de la montée en puissance de l’hydrogène.
Notes de l’auteur :
La stratégie bas carbone du gouvernement sortant s’est appuyée sur une électrification des usages, donc une hausse de la consommation nationale brute à 750 TWh (670 TWh nets) d’ici 2030 dont 80% seraient fournis par des énergies renouvelables. La tendance baissière de la consommation électrique nationale depuis une dizaine d’années contraste avec ces prévisions de la consommation à l’horizon de 2030/35.
Les estimations du cabinet McKinsey montrent que la consommation nationale d’électricité pourrait être inférieure aux attentes de la planification actuelle /5/.
La morosité de la situation économique ainsi que la montée en puissance retardée de l’électro-mobilité, l’installation de pompes à chaleur ainsi que la mise en place de capacités d’électrolyseurs font que la consommation brute d’électricité serait à l’horizon de 2030 de l’ordre de 20% de moins qu’actuellement prévu.
Les investissements systémiques globaux pourraient donc être considérablement réduits, notamment en ralentissant le développement des capacités renouvelables et donc en limitant les investissements nécessaires dans l’infrastructure de réseau.
Réduction des prix de l’énergie
Pour l’heure, l’Allemagne a une seule zone de prix pour l’électricité. La nouvelle coalition veut conserver une zone d’enchères (ou « bidding zone ») pour l’Allemagne, c’est-à-dire que l’intention de Bruxelles de diviser le marché allemand de l’électricité en plusieurs zones d’enchères est rejetée par la nouvelle coalition.
La coalition s’est entendue pour réduire d’au moins cinq centimes par kWh la facture énergétique des entreprises et des consommateurs. Comme mesure immédiate il est prévu de baisser les taxes sur l’électricité « au niveau minimum européen ». De plus il est prévu de plafonner durablement les tarifs d’utilisation des réseaux.
Les entreprises électro-intensives seront soulagées par un prix de l’électricité industrielle plus avantageux.
Le gouvernement veut durablement prolonger la compensation des prix de l’électricité et l’étendre à d’autres secteurs, comme par exemple le prix du gaz.
En outre, la suppression de la taxe sur le stockage est prévue. Il s’agit aussi de mettre à profit les potentiels de production de gaz naturel dans le pays, ce que le gouvernement sortant avait toujours refusé.
Accélération de la planification et des autorisations des projets d’énergies renouvelables
La nouvelle coalition veut accélérer le développement des énergies renouvelables en facilitant la démarche de planification. La réussite de la transition énergétique passe par une réduction de la bureaucratie ainsi que par des procédures de planification et d’autorisation plus rapides et de meilleure qualité.
Réseaux d’électricité et flexibilisation du système électrique
La modernisation des réseaux électriques sera poursuivie de manière synchronisée avec le développement des énergies renouvelables. Toutes les activités doivent s’orienter vers des besoins réalistes et être coordonnées entre elles.
Il est prévu de réaliser les nouvelles traces en courant continu, dans la mesure du possible, sous forme de lignes aériennes.
Les obstacles à la flexibilisation du système électrique seront supprimés afin d’améliorer l’utilisation des énergies renouvelables dans tous les secteurs. La nouvelle coalition veut encourager davantage le développement de capacités de stockage adaptées au système électrique et l’utilisation des véhicules électriques comme moyen de stockage de l’énergie (concept de « vehicule-to-grid” ou « véhicule-réseau »).
Notes de l’auteur :
Le développement des réseaux et notamment du réseau de transport accuse actuellement un retard considérable par rapport à la planification et n’est pas synchrone au déploiement des énergies renouvelables, ce qui augmente le risque de congestion des réseaux /3/.
Etant donné que l´installation de nouvelles lignes à haute tension se heurte aux refus des riverains et aux associations de protection de la nature, le gouvernement sortant avait opté pour l’enfouissement des lignes. En revanche les coûts de construction sont plus élevés et rendent l’entretien ultérieur plus difficile.
Le pari des énergies renouvelables, de l’hydrogène et des moyens pilotables
Energies renouvelables
Le mix énergétique allemand continuera à reposer sur un déploiement important des énergies renouvelables. Le « développement déterminé » des énergies renouvelables comprend le développement du solaire et de l’éolien, de la bioénergie, de l’énergie hydraulique et de l’exploitation de l’énergie géothermique.
L’objectif de la nouvelle coalition est que les énergies renouvelables puissent à terme se refinancer entièrement sur le marché.
L’objectif intermédiaire de la Loi actuellement en vigueur sur l’augmentation et l’accélération du développement de l’éolien terrestre, soit consacrer 1,4% du territoire allemand à l’éolien terrestre, sera maintenu. L’objectif pour 2032 sera réexaminé (selon la loi il est prévu, d’ici fin 2032, de consacrer 2% du territoire allemand à l’éolien terrestre /9/).
Dans le domaine de l’éolien en mer, il est prévu de se pencher sur la problématique de l’effet de sillage.
Les potentiels existants dans le domaine de l’hydroélectricité et des stations de pompage-turbinage seront exploités.
L’accord de coalition promet aussi la présentation « dès que possible d’une loi d’accélération de la géothermie ».
Notes de l’auteur :
Le développement des énergies renouvelables, décidé par le gouvernement sortant, sera pour l’instant poursuivi par la nouvelle coalition.
Il reste à voir si une baisse de la consommation d’électricité d’ici 2030 par rapport aux pronostics actuels entraînera une réduction des objectifs de développement de l’éolien et du solaire.
Jusqu’à présent, les parcs éoliens en Mer du Nord sont planifiés avec une densité des éoliennes si élevée que l’effet de sillage pourrait avoir un impact significatif sur le nombre d’heures équivalent pleine puissance et doit donc être pris en compte pour la planification future. Pour plus d’informations sur l’effet de sillage voir /10/.
Hydrogène
L’Allemagne veut jouer un rôle de premier plan dans une initiative européenne sur l’hydrogène et s’engager en faveur de réglementations nationales et européennes pragmatiques et de leur mise en œuvre rapide.
Notes de l’auteur :
La nouvelle coalition reprend ainsi pour l’essentiel les objectifs du gouvernement sortant.
Conscient de l’importance de l’hydrogène, le gouvernement allemand avait adopté en 2020 la « Stratégie nationale pour l’hydrogène ». L’objectif était de faire de l’hydrogène une technologie clé dans le cadre de la transition énergétique en particulier dans les industries qui ne peuvent pas utiliser directement l’électricité.
La stratégie nationale a été actualisée en 2023 dans le but de mettre à disposition suffisamment d’hydrogène « vert » et ses dérivés à l’horizon de 2030.
Les principaux objectifs : une capacité nationale d’électrolyseurs de 10 GW d’ici 2030, le déploiement des infrastructures de transport d’hydrogène et le développement d’une stratégie d’importation d’hydrogène « vert ». Pour plus d’information, cf. /3/.
Moyens pilotables
Construction de nouvelles centrales à gaz
Il est prévu de créer des conditions-cadres fiables pour permettre des investissements dans une capacité de moyens pilotables suffisante pour assurer la sécurité d’approvisionnement.
Pour cela il est prévu de réviser la stratégie de moyens pilotables et de lancer le plus rapidement possible des appels d’offres, ouverts sur le plan technologique, pour la construction de 20 GW de centrales à gaz à l’horizon 2030.
Ces nouvelles centrales à gaz seront construites en priorité sur des sites de centrales existants et en fonction des besoins régionaux.
Grâce à un mécanisme de capacité technologiquement ouvert et orienté vers le marché, il sera possible de créer un mix de moyens pilotables technologique adapté au système électrique, composé de centrales à gaz et d’autres installations de production (par exemple bioénergie et cogénération), des installations de stockage et des solutions de flexibilité.
En outre, une capacité importante de production de moyens pilotables permet de stabiliser et même de réduire les coûts de l’électricité. Pour ce faire, des centrales de réserve seront utilisées à l’avenir non seulement pour éviter une pénurie d’approvisionnement, mais aussi pour stabiliser le prix de l’électricité.
Notes de l’auteur :
La nouvelle stratégie en matière de moyens pilotables pour pallier la variabilité de la production des énergies renouvelables diffère de celle du gouvernement sortant.
Le gouvernement sortant avait publié en juillet 2024 un projet de loi sur la sécurisation des centrales électriques, laquelle n’est pas entrée en vigueur suite à la dissolution du parlement allemand en décembre 2024 /3/.
Il a été prévu de construire une capacité de 500 MW de centrales électriques pouvant fonctionner immédiatement à 100% à l’hydrogène et de 10 GW de nouvelles centrales à gaz « prêtes pour l’hydrogène ». De plus il a été prévu de subventionner 500 MW de dispositifs de stockage d’énergie et de transformer à l’hydrogène 2 GW de centrales à gaz existantes.
La nouvelle coalition mise sur l’ouverture technologique et veut construire au moins une capacité de 20 GW. Il peut s’agir non seulement de centrales à gaz, mais aussi d’autres installations de production (par exemple bioénergie et cogénération).
Cela répond à une demande de l’industrie, qui voulait que la bioénergie et notamment les installations de couplage chaleur-force (CCF), dites aussi de cogénération, soient également incluses dans la stratégie de moyens pilotables en backup.
Autre nouveauté : l’intention d’utiliser les centrales de réserve pour stabiliser le prix de l’électricité. C’est probablement le résultat des événements de décembre 2024 lorsque, pendant un court épisode pratiquement sans vent ni ensoleillement, les prix sur les marchés de gros se sont envolés à 936 €/MWh non seulement au niveau national mais aussi avec répercussion sur le prix dans certains pays voisins /4/. Toutes les centrales de réserve en Allemagne n’ont pas été sollicitées à l’époque par les gestionnaires des réseaux.
Abandon du charbon
La nouvelle coalition s’en tient aux trajectoires d’abandon de la production d’électricité à partir du charbon décidées pour 2038 au plus tard.
Le rythme de déploiement des nouvelles centrales à gaz dictera le calendrier de fermeture (ou de mise en réserve) des centrales à charbon.
Notes de l’auteur :
La Loi de sortie de la production d´électricité à partir du charbon au plus tard d´ici 2038, entrée en vigueur en 2020, ne sera pas modifiée. Pour plus d’information sur Loi de sortie du charbon voir /3/.
Le gouvernement sortant avait souhaité avancer la date de sortie définitive du charbon à 2030, « dans l´idéal ». Cet avancement de date de sortie n’a pas été repris dans le nouveau contrat de coalition.
Abandon des centrales nucléaires
Le nucléaire n’est pas mentionné du tout dans le contrat de coalition.
Notes de l’auteur :
La CDU/CSU et le SPD ne veulent pas, jusqu’à nouvel ordre, envisager un retour à l’utilisation des centrales nucléaires.
Pourtant, lors de la campagne électorale, la CDU/CSU avait souhaité conserver un « rôle significatif » au nucléaire dans le cadre de l’atteinte des objectifs climatiques et promis d’étudier le redémarrage des derniers réacteurs arrêtés.
Pour plus d’information sur le nucléaire en Allemagne voir /8/.
Fusion Nucléaire
Le soutien à la recherche sur la fusion sera renforcé, avec pour objectif que « le premier réacteur de fusion au monde soit construit en Allemagne ».
La nouvelle coalition reprend ainsi pour l’essentiel les objectifs du gouvernement sortant.
Notes de l’auteur :
Le gouvernement sortant avait déjà annoncé en 2023 que l’Allemagne augmenterait considérablement le financement de la recherche sur la fusion. Avec les fonds déjà réservés aux institutions de recherche, l’Allemagne investira plus d’un milliard d’euros dans la fusion nucléaire d’ici à 2028.
Début 2024 la Ministre fédérale de la Recherche avait présenté le programme « Fusion 2040 – recherche vers une centrale à fusion » dans le but de préparer la construction du premier réacteur à fusion en Allemagne à partir de 2040. Pour plus d’information voir /8/.
On peut toutefois se questionner sur le réalisme de ces échéances.
Secteurs du bâtiment et des transports
Secteur du bâtiment
La loi sur la rénovation énergétique des bâtiments (Gebäudeenergiegesetz) du gouvernement sortant, entrée en vigueur en janvier 2024, sera abolie. Avec cette loi le gouvernement sortant souhaitait faire progresser le passage aux énergies renouvelables pour le chauffage des bâtiments /3/.
La nouvelle loi sur l’énergie dans le bâtiment sera « plus ouverte aux technologies, plus flexible et plus simple ». La réduction des émissions de CO₂ doit devenir « le paramètre central ».
L’accord de coalition prévoit une aide publique pour l’installation d’un chauffage respectueux du climat. Mais on ne sait pas encore à combien s’élèvera cette aide.
Secteur des transports
Il est prévu d’améliorer l’infrastructure de transport afin de renforcer la résilience et d’atteindre les objectifs climatiques. Les investissements dans le réseau ferroviaire allemand seront augmentés.
La nouvelle coalition s’engage clairement en faveur du site automobile allemand et de ses emplois et mise sur l’ouverture à la technologie c’est-à-dire la technologie la mieux adaptée à une application spécifique.
La nouvelle coalition salue en principe l’électrification de la flotte de véhicules, mais rejette expressément un quota légal global.
L’électro-mobilité sera encouragée par des incitations à l’achat. Le développement de l’infrastructure de recharge des voitures et des camions sur l’ensemble du territoire sera encouragé et les subventions augmentées.
La plupart des autres points relatifs à la promotion de l’électro-mobilité ont été repris par le gouvernement sortant. Ainsi, les avantages fiscaux sur les véhicules électriques seront prolongés jusqu’en 2035, alors qu’ils prendraient fin en 2030 selon la situation actuelle. L’exonération de péage pour les camions à zéro émission sera également prolongée au-delà de 2026.
Notes de l’auteur :
Une limitation générale de la vitesse à 130 km/h sur les autoroutes allemandes, comme initialement demandé par le SPD, n’apparaît plus dans le contrat de coalition.
L’annulation de l’interdiction de la vente des véhicules thermiques neufs à partir de 2035, telle que prévue par la CDU dans son programme, est absente du contrat de coalition.
Participations de l’État
La nouvelle coalition veut examiner les participations stratégiques de l’État dans le secteur de l’énergie, y compris dans les réseaux de transport.
Notes de l’auteur :
Le réseau de transport de l’électricité est d’une importance stratégique pour l’économie allemande et fait partie de l’infrastructure critique du pays.
Il appartient aujourd’hui pour l’essentiel à quatre gestionnaires de réseau de transport : 50Hertz, Amprion, TenneT et TransnetBW. Il s’agit d’entreprises privées, dont certaines ont des participations étrangères /7/.
Déjà en 2017, le gouvernement allemand avait renforcé son droit de veto contre le rachat d’entreprises stratégiques par des investisseurs étrangers, empêchant ainsi l’entrée de la Chine dans le secteur allemand de l’électricité. Le groupe public chinois SGCC voulait en effet acquérir 20% des parts de l’opérateur de réseau est-allemand 50Hertz en 2018.
/7/ GRT (2025), In Germany, the four transmission system operators (TSOs) 50Hertz, Amprion, TenneT and TransnetBW are responsible for transregional supply and transmission in the extra-high voltage grid, en ligne : https://www.netztransparenz.de/en/
Temps de lecture : 2 min (résumé), 30 min (article entier)
Les 10 points essentiels
La consommation énergétique en Allemagne marque un recul de 1,1% par rapport à 2023 et atteint un niveau historiquement bas. La principale raison est la conjoncture toujours en berne ;
Les énergies fossiles (pétrole, gaz naturel, houille et lignite) continuent de représenter plus de trois quarts de la consommation énergétique ;
Principalement marquée par la baisse de production du couple lignite/houille et l’absence du nucléaire, la production brute d’électricité recule de 2% par rapport à 2023 ;
Les énergies renouvelables sont en progression de presque 4% par rapport à 2023 et atteignent – lissées sur l’année – environ 58% de la production brute d’électricité et 55% de la consommation intérieure brute ;
Avec 457 heures à prix négatif sur le marché de gros de l’électricité le record de 2023 (301 pas horaires) a été battu. D’autre part, pendant un court épisode pratiquement sans vent ni ensoleillement en décembre, les prix sur les marchés de gros se sont envolés dans la soirée du 12 décembre 2024 à 936 €/MWh. L’Allemagne, jouant un rôle clé dans la formation des prix de l’électricité en Europe, a fait s’envoler les prix spot non seulement au niveau national mais aussi chez certains de ses voisins, notamment les pays scandinaves ;
L’Allemagne a été à nouveau importatrice nette d’électricité. En 2024, le solde des échanges transfrontaliers s’est encore creusé par rapport à 2023 : importations principalement de la France et des pays scandinaves ;
L’approvisionnement en gaz a été assuré en 2024. La Norvège est de loin le principal fournisseur de gaz naturel par gazoduc, le GNL (Gaz Naturel Liquéfié) provient principalement des États-Unis ;
La part des véhicules « 100% électrique » au parc de véhicules de tourisme immatriculés en Allemagne (~ 49,3 millions) est actuellement d’environ 3,3%. L’atteinte de l’objectif de 15 millions véhicules « 100% électrique » d’ici 2030 semble inaccessible ;
Les prix de l’électricité et du gaz pour le consommateur résidentiel ont baissé par rapport à 2023, sans toutefois retrouver les niveaux d’avant-crise ;
Selon les données provisoires de l’Agence Fédérale de l’Environnement, les émissions de gaz à effet de serre ont baissé de 3,4% par rapport à 2023, principalement en raison du recul de consommation du charbon.
La consommation énergétique en Allemagne baisse en 2024 de 1,1% par rapport au niveau déjà historiquement bas de 2023 et se situe presque 30% sous le niveau de l’année 1990.
Selon AG Energiebilanzen (AGEB 2025b) la consommation d’énergie primaire s’élève à 2927 TWh ou 252 Mtep (2023 : 2959 TWh ou 254 Mtep).
Des températures plus chaudes par rapport à 2023 ont eu un effet sur la consommation de chaleur dans le secteur résidentiel.
En l’absence d’une reprise conjoncturelle, l’évolution économique n’a pas eu d’effets significatifs. En revanche, la croissance démographique et la baisse des prix de l’énergie ont contribué à l’augmentation de la consommation énergétique.
Les énergies fossiles (pétrole, gaz naturel, houille et lignite) continuent de représenter plus de trois quarts de la consommation énergétique. Le pétrole (36,5%) reste l’énergie fossile la plus importante en 2024, suivi par le gaz naturel (25,9%).
La consommation des produits pétroliers a connu une légère baisse de 0,9% par rapport à 2023. La consommation de gaz naturel a augmenté de 4% en 2024, principalement due à la baisse du niveau des prix.
Le charbon (couple lignite/houille) est à la baisse et atteint une part totale de 14,9% de la consommation d’énergie primaire contre 16,5% en 2023, cf. figure 1.
La consommation du lignite baisse de 10,2% par rapport à 2023 notamment en raison d’un recul des livraisons vers les centrales électriques.
La consommation de la houille baisse de 10,0% par rapport à 2023. Alors que la consommation de la houille dans l’industrie sidérurgique a augmenté d’environ 7%, son utilisation dans les centrales électriques a baissé d’environ 30% suite à l’augmentation de la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables et notamment des importations accrues d’électricité.
En raison de la fermeture définitive des trois dernières centrales mi-avril 2023, le nucléaire ne contribue plus à l’approvisionnent énergétique en 2024. Pour plus d’informations sur le nucléaire voir aussi (Allemagne Energies 2).
Figure 1 : consommation d´énergie primaire selon AG Energiebilanzen
La part des énergies renouvelables à la consommation d’énergie primaire progresse de 1,1% et atteint 20% (2023 : 19,4%). Cause principale : augmentation significative de la production d’électricité à partir du photovoltaïque et de l’hydroélectricité. En revanche, la production électrique à partir de l’éolien a baissé de 2% en raison de mois d’automne relativement peu venteux et l’utilisation d’énergies renouvelables pour la production de chaleur a diminué d’environ 1% par rapport à l’année dernière en raison de la météo plus clémente.
La part « divers » a augmenté, principalement du fait que l’Allemagne a importé encore plus d’électricité qu’en 2023.
La part des énergies renouvelables dans la consommation énergétique par usage (électricité, chaleur et froid, transports) et l’objectif de 2030 sont illustrés sur la figure 2 du texte « Énergies renouvelables : de nombreux défis » (Allemagne Energies 3)
Pour une comparaison des bilans énergétiques entre l’Allemagne et la France, voir (Allemagne Energies 4).
Secteur électrique
Production et consommation d’électricité
La production brute d’électricité s’élève à 496 TWh (AGEB 2025a ; UBA 2025a) et enregistre ainsi un léger recul de 2% par rapport à 2023 (506 TWh).
La production a été influencée en 2024 notamment par la conjoncture toujours en berne et une météo plus clémente. A cela s’ajoute fin mars 2024 la fermeture ou la mise en réserve de centrales thermiques à flamme dont le fonctionnement a été temporairement prolongé suite à la crise énergétique.
Selon les chiffres provisoires environ 286 TWh bruts ont été produits par les énergies renouvelables, soit environ 58% de la production brute totale. Presque la moitié de la production renouvelable provient de l’éolien (terrestre et maritime). Plus d’informations sur le bilan 2024 de l’éolien en Allemagne se trouvent dans (Allemagne Energies 2025).
Figure 2 : Production brute d’électricité (hors STEP : Stations de Transfert d’Énergie par Pompage) en 2024
La production nette (hors STEP) mesurée/évaluée à la sortie d’une centrale, c’est-à-dire déduction faite de la consommation des services auxiliaires et des pertes dans les transformateurs des centrales, s’élève à 474 TWh en 2024 (AGEB 2025a).
La figure 3 montre l’évolution de la production nette des différentes filières depuis 2010 (AGEB 2025a). En 2018 la production renouvelable a dépassé la production du charbon (couple houille/lignite) et constitue depuis la principale source de production dans le mix électrique allemand.
La production du couple houille/lignite a diminué de 60% entre 2010 et 2024 et a atteint son niveau le plus bas depuis la réunification de l’Allemagne.
Le nucléaire ne contribue plus à l’approvisionnent électrique en 2024.
Figure 3 : évolution de la production nette des différentes filières depuis 2010
La figure 4 montre bien que la hausse célébrée de la production renouvelable ne saurait dissimuler qu’en chiffres absolus, la production nette d’électricité bas-carbone se retrouve en 2024 au même niveau que 2017.
Jusqu’à présent, les énergies renouvelables n’étaient pas en mesure de compenser la perte de production des centrales nucléaires (AGEB 2025a). Résultat : sept années perdues sur la route d’un approvisionnement en électricité climatiquement neutre.
Figure 4 : évolution de la production nette bas-carbone (énergies renouvelables et nucléaire)
Le tableau 1 détaille la production brute en 2023/2024 pour chaque filière du secteur de l’électricité, y compris la production destinée aux propres besoins de l’industrie et l’autoconsommation individuelle et collective (AGEB 2025a ; UBA 2025a).
Tableau 1 : production et consommation d’électricité 2023 et 2024
* production brute hors STEP : la production brute est la quantité d’électricité mesurée aux bornes des alternateurs d’une centrale, elle inclut donc la consommation d’électricité par les auxiliaires de la centrale et les transformateurs ;
** Consommation intérieure brute hors STEP : la production brute plus le solde des échangestransfrontaliers d’électricité ;
La production d’électricité en 2024 a été principalement marquée par la baisse de production du couple lignite/houille et l’absence du nucléaire.
Malgré le recul de la production éolienne en raison de l’automne 2024 relativement peu venteux, les filières renouvelables enregistrent une hausse de presque 4% notamment grâce au photovoltaïque et à l’hydro-électricité (AGEB 2025a ; UBA 2025a).
Amplifiée par la baisse de la production brute, leur part passe – lissée sur l´année – à environ 58% (286TWh), contre 54% en 2023 (275 TWh). Toutefois, leur production reste 24 TWh sous l‘objectif de 310 TWh fixé pour 2024 par la Loi sur la promotion des énergies renouvelables. Pour plus d’informations sur les énergies renouvelables, voir aussi (Allemagne Energies 3).
La consommation intérieure brute d’électricité s’élève à 522 TWh (hors STEP) soit une légère augmentation par rapport à 2023 (515 TWh). Le déficit entre la production brute nationale et la consommation brute a été comblé par des importations d’électricité qui ont atteint un nouveau record (voir plus loin).
Sous l’hypothèse que l’électricité produite à partir des énergies renouvelables serait entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation intérieure brute d’électricité atteint 55% contre 53% en 2023 (AGEB 2025a ; UBA 2025a). Conformément aux prescriptions du gouvernement fédéral, il s’agit du taux déterminant pour la réalisation des objectifs en matière d’énergies renouvelables.
La tendance baissière de la consommation électrique nationale depuis une dizaine d’années contraste avec les prévisions d’évolution de la demande : la stratégie bas carbone de l’Allemagne s’appuie en effet sur une électrification des usages, donc une hausse de la consommation brute à 750 TWh d’ici 2030.
Deux courts épisodes pratiquement sans vent ni ensoleillement en novembre et décembre 2024
Pendant deux courts épisodes pratiquement sans vent ni soleil en novembre et décembre 2024, l’Allemagne, jouant un rôle clé dans la formation des prix de l’électricité en Europe, a fait s’envoler les prix sur le marché spot non seulement au niveau national mais, notamment lors de l’épisode en décembre, aussi chez certains de ses voisins, cf. figure 5. La Norvège mais aussi la Suède ont fait part de leur mécontentement.
Grâce aux moyens pilotables en back-up (notamment centrales thermiques à flamme) et des importations massives d’électricité (jusqu’à 17 GW le 12.12.2024) la situation a pu être maitrisée. Par chance, la demande d’électricité était à ce moment-là bien inférieure à la demande lors de la pointe annuelle.
Toutefois, des prix de l’électricité élevés ont été enregistrés sur le marché spot (Day – Ahead) à deux reprises pendant quelques heures en novembre (820 €/MWh) puis en décembre (936 €/MWh). Le prix sur le marché intra-journalier ou « Intraday » a même atteint 1.158 €/MWh le 12.12.2024, cf. figure 5.
Figure 5 : épisodes hivernaux pratiquement sans vent ni ensoleillement en novembre et décembre 2024
Certaines entreprises électro-intensives, qui achètent sur le marché en temps réel, ont témoigné avoir dû limiter ou arrêter momentanément leur production. En revanche la plupart des particuliers et de nombreuses entreprises ont des tarifs fixes, qui les préservent de ces fluctuations. Et la situation est rapidement revenue à la normale.
En principe, les pics de prix de gros sont le résultat de la libre formation des prix entre l’offre et la demande et font partie du fonctionnement du marché de l’électricité à court terme. Toutefois, afin d’exclure tout abus, le régulateur a examiné les raisons et les causes de ces pics. Selon le rapport publié début novembre 2025, il n’y a aucune indication de comportement abusif au sujet des pics de prix de gros en automne 2024 (BNetzA 2025f).
Une contribution scientifique sur l’épisode en novembre 2024 sans vent ni soleil, appelé « Dunkelflaute » en allemand (Allemagne Energies 2024b), a été publiée par le Service météorologique allemand DWD (Deutscher Wetterdienst) en décembre 2024 (DWD 2024).
Conclusion : de manière générale, il faut s’attendre à une production éolienne inférieure à la moyenne en Allemagne lors d’une situation de haute pression (ou anticyclonique) en Europe centrale principalement en hiver. Le nombre de jours sans vent survenus jusqu’à présent en 2024 n’est pas inhabituel par rapport à l’occurrence de cette situation anticyclonique en Europe centrale observée depuis 1950/51.
Le « nombre moyen » de jours avec une telle situation météorologique était exactement de 8,19 par an. Le nombre maximal s’est produit durant l’hiver 2011/2012 avec 23 jours. Une absence de situation anticyclonique en Europe centrale ne s’est produite que pendant 6 hivers.
Il s’agit donc d’un évènement qui peut se produire relativement souvent et pour lequel un système électrique fonctionnant doit être préparé.
Parc de production
L’Allemagne exploite deux parcs de production en parallèle : un parc composé d’énergies renouvelables et un parc composé principalement de centrales thermiques à flamme.
Alors que le parc d’énergies renouvelables ne cesse d’augmenter, la capacité de centrales thermiques et donc des moyens pilotables est en recul, cf. tableau 2 (BDEW 2024a ; BNetzA 2024e ; UBA 2025a). Néanmoins, l’objectif de la sortie de la production d’électricité à partir de la houille et du lignite d’ici 2030 dans « l’idéal » est toujours maintenu.
Tableau 2 : Capacité de production au réseau, en réserve stratégique ou provisoirement arrêtée (hors les systèmes de stockage : STEP, batteries etc.)
Besoin de moyens pilotables à l’horizon de 2030
Pour atteindre l’objectif d’une production d’électricité de presque 100% à partir des énergies renouvelables à l’horizon de 2035 et pouvoir pallier la défaillance des énergies renouvelables variables quand c’est nécessaire, il faut, en l’absence de systèmes de stockage d’énergie suffisants, conserver un deuxième parc de production de centrales au gaz convertissables à l’hydrogène, pour prendre le relais.
En février 2024, la coalition gouvernementale avait annoncé qu’elle s’était mise d’accord sur les principaux éléments d’une stratégie de moyens pilotables à l’horizon de 2030/2035. Elle sera inscrite dans la loi sur la sécurisation des centrales électriques (Kraftwerkssicherheitsgesetz) dont le projet a été publié en juillet 2024 (Allemagne Energies 1 ; BMWK 2024f). Les points clefs sont les suivants :
Une capacité totale de 500 MW fera l’objet d’un appel d’offres afin de permettre l’expérimentation et la mise sur le marché de centrales électriques pouvant fonctionner immédiatement à 100% à l’hydrogène. Ce projet sera subventionné (investissement et coûts d’exploitation).
La mise en adjudication de 10 GW de nouvelles centrales à gaz « prêtes pour l’hydrogène » qui fonctionneront d’abord au gaz naturel et seront converties à l’hydrogène entre 2035 et 2040. De plus il est prévu de subventionner 500 MW de dispositifs de stockage d’énergie et de transformer à l’hydrogène 2 GW de centrales à gaz existantes.
La mise en place d’un mécanisme de capacité, lequel devrait être opérationnel d’ici 2028. Le mécanisme de capacité permet le maintien en fonctionnement de capacités existantes de production d’électricité nécessaires à la sécurité d’approvisionnement. Concrètement, des moyens de production peuvent être, après certification, rémunérés pour rester « disponibles » lors des périodes de pointe hivernale qui génèrent des situations de tension sur le réseau.
Suite à la dissolution du parlement allemand en décembre 2024 la loi citée ci-dessus n’est pas encore entrée en vigueur.
Néanmoins, on peut douter qu’un ajout de seulement 10,5 GW au parc de centrales à gaz existant soit suffisant pour gérer des épisodes hivernaux sans vent ni ensoleillement lors d’une situation de pointe annuelle de 80 GW ou plus.
Différentes analyses sur la sécurité d’approvisionnement ont mis en évidence une urgence d’agir à l’horizon 2030. Selon le dernier rapport d’évaluation des progrès de la transition énergétique de la Commission d’experts indépendants (BMWK 2024b), la comparaison de différentes études à long terme montre de très grandes disparités au sujet de l’ajout de nouvelles capacités de moyens pilotables à l’horizon 2030, variant entre 27 et 70 GW. Les arguments qui se cachent derrière ces résultats ne sont que partiellement compréhensibles.
Dans ce contexte, la Commission estime qu’il est urgent de clarifier les résultats divergents des analyses de la sécurité d’approvisionnement, afin d’établir une base stratégique solide.
Adaptation de la production industrielle en fonction de la météo
Une autre approche pour pallier un déficit de production des énergies renouvelables variables en cas de forte demande d’électricité serait l’utilisation des sources de flexibilité et de la modulation de la demande (réduction ou déplacement temporaire de la consommation). Cela permettrait de réduire la capacité de moyens pilotables en backup.
Un document du Ministère de l’Economie et de la Protection du Climat publié en août 2024 a toutefois alarmé l’industrie allemande (BMWK 2024c).
Les intentions du gouvernement fédéral pour un « futur market design de l’électricité » prévoient que les entreprises devraient orienter leur production en fonction de l’offre quotidienne d’électricité éolienne et solaire afin de soulager les réseaux électriques.
Les entreprises seraient récompensées lorsqu’elles réduisent leur production s’il y a peu d’électricité éolienne ou solaire injectée au réseau et sanctionnées dans le cas contraire.
En fait, il s’agit d’un virage à 180 degrés du système d’incitation actuellement en vigueur. Depuis 2005, les grandes entreprises électro-intensives bénéficient de réductions sur leurs tarifs d’utilisation du réseau si elles consomment de grandes quantités d’électricité de manière continue, pendant au moins 7000 heures par an.
Selon le document du ministère ces réductions ne seront plus accordées à celles qui consomment en permanence de l’électricité, mais à celles dont le comportement de consommation suit de manière « flexible » les fluctuations de la production éolienne et solaire.
L’industrie devrait donc baser sa production sur la météo et devenir un consommateur d’électricité « flexible ». Selon le régulateur, cela serait indispensable pour éviter que les énergies renouvelables variables mettent en péril la sécurité de l’approvisionnement.
Selon l’industrie il s’agirait d’un « signal dévastateur » pour certaines entreprises du pays si une production 24 heures sur 24 et 7 jours sur 7 n’était plus possible ou seulement avec des coûts d’électricité très élevés.
L’Agence fédérale des réseaux a essayé d’apaiser l’industrie et souligne que la nouvelle réglementation « ne surchargera pas les consommateurs finaux ». Il est prévu de « réaliser le potentiel de flexibilité effectivement disponible et réalisable à l’avenir ».
Toutes les parties prenantes intéressées avaient jusqu’au 6 septembre 2024 pour faire part de leurs réactions sur les options présentées. L’Agence allemande de l’Energie (dena) a publié les résultats de la consultation en octobre 2024 (dena 2024).
Une décision finale est attendue courant 2025.
Relation entre capacité nette et production nette
La figure 6 montre pour chaque filière la relation entre la capacité nette et la production nette en 2024 (BDEW 2024a ; AGEB 2025a). Les énergies renouvelables variables (éolien et photovoltaïque) représentent environ 64% de la capacité nette et 44% de la production nette.
Figure 6 : capacité nette et production nette des différentes filières en pourcentage en 2024 (hors installations de stockage d’énergie)
Stockage d’énergie
L’Allemagne dispose fin 2024 d’une capacité de stockage totale d’environ 60 GWh. STEP et batteries ensemble pourraient théoriquement couvrir la demande en électricité en Allemagne pendant une heure. Des épisodes pratiquement sans vent ni soleil peuvent toutefois durer jusqu’à deux semaines et se produire plusieurs fois pendant la période hivernale (Allemagne Energies 3).
Les STEP (Stations de Transfert d’Énergie par Pompage) en Allemagne y compris les installations au Luxembourg et en Autriche qui injectent de l’électricité directement dans le réseau allemand ont une puissance nette totale de près de 10 GW réversible (BNetzA 2024e) et une capacité de stockage d’environ 40 GWh par cycle de charge.
En 2024, le pompage s’élevait à 8,3 TWh, contre un turbinage de 6,3 TWh (AGEB 2025a), soit un rendement d’environ 76% (ratio turbinage – pompage).
De plus, 12,6 GW de stockage stationnaire sur batterie d’une capacité totale de 18,5 GWh sont répertoriés en Allemagne fin 2024. La plus grande part revient aux batteries d’une capacité de stockage inferieure à 1 MWh (RWTH Aachen University 2024).
Tab 3 : stockage stationnaire sur batterie en Allemagne
Outre la puissance de stockage (GW), la capacité de stockage (GWh) est un paramètre important. Il convient de faire la distinction entre la capacité de stockage théorique et réelle. En effet, de nombreux systèmes de stockage par batterie ne sont pas entièrement déchargeables en mode de fonctionnement normal. Le rapport entre la capacité de stockage (en kWh) et la puissance de stockage (en kW) est en moyenne d’environ 1,5, ce qui signifie qu’une batterie peut fournir sa puissance nominale pendant 1,5 heure en moyenne.
Échanges transfrontaliers d’électricité
Pour un pays donné, le solde total des échanges physiques et commerciaux devrait, dans l’idéal, être le même. Il convient toutefois de noter qu’en raison de la situation centrale de l’Allemagne en Europe, une certaine partie des flux physiques transfrontaliers sont des flux de transit et des flux en boucle.
Les échanges transfrontaliers dépendent non seulement de l’offre et de la demande, mais aussi des prix de l’électricité dans les pays voisins. Les prix sur les marchés de gros journaliers (Day – Ahead) de chaque pays sont le résultat de cette interaction.
En 2023 l’Allemagne a été importatrice nette d’électricité pour la première fois depuis 2002. En 2024, le solde des échanges transfrontaliers pour l’Allemagne s’est encore creusé (AGEB 2025a). Le solde importateur net est de 26,3 TWh (cf. figure 7) ce qui représente environ 5% de la consommation nationale d’électricité. Les importations proviennent principalement de la France et des pays scandinaves.
Le régulateur allemand a souligné que le fait d’être importatrice nette d’électricité ne permet pas de conclure à un manque de capacités de production. De nombreux pays européens voisins produisent leur électricité à un prix nettement inférieur, ce qui signifie qu’il peut être plus judicieux d’importer de l’électricité non seulement en raison du manque de capacité des centrales, mais aussi pour des raisons économiques.
Figure 7 : solde des échanges transfrontaliers d’électricité en TWh
Néanmoins, ces données indiquent que le mix de production allemand est cher par rapport à d’autres pays européens. Au cours de l’année 2024, le prix moyen du marché de gros de l’électricité en Allemagne était supérieur de presque 10% à celui des pays riverains, tandis que la différence n’était que de 2,2% en 2023 (BNetzA 2025a).
L’Agence Fédérale des Réseaux fournit approximativement les différentes sources d’électricité des importations en provenance des pays voisins (BNetzA 2025c).
Bien entendu, une fois l’électricité injectée dans le réseau, il n’est plus possible de l’attribuer à une source d’électricité particulière. Les données disponibles pour chaque quart d’heure sur le mix de production électrique et les échanges commerciaux pour tous les pays du marché intérieur européen permettent néanmoins de calculer approximativement la part des différentes sources d’électricité dans les importations d’électricité.
Selon le régulateur, le nucléaire représente désormais une part importante des importations d’électricité, cf. figure 7a. En 2024, la première année au cours de laquelle l’Allemagne a dû totalement se passer de sa propre énergie nucléaire, la part d’importation d’électricité d’origine « nucléaire » atteint presque 28%. Il s’agit principalement des importations d’énergie nucléaire de la France.
Figure 7a : sources d’électricité des importations en provenance des pays voisins en 2024
Si, selon les déclarations du régulateur (voir plus haut), les importations dépendent des prix de l’électricité dans les pays voisins, l’énergie nucléaire s’avère donc très compétitive en 2024.
Réseaux de Transport
Un approvisionnement électrique basé sur des sources d’énergies renouvelables recèle de nouveaux défis pour les réseaux de transport et de distribution. En effet, le nombre d’installations à raccorder aux réseaux augmente significativement avec la transition énergétique aussi bien côté producteurs que consommateurs.
Dorénavant, une grande partie de l’électricité sera injectée de manière décentralisée dans les réseaux électriques et transportée en partie sur de longues distances. Le développement des réseaux de transport et de distribution est crucial pour la transition énergétique. Les gisements de vent, dans le nord du pays, étant géographiquement distants des grands centres de consommation dans l’ouest et sud industriel, l’épine dorsale est constituée par plusieurs tracés nord – sud en courant continu afin de limiter les congestions (Allemagne Energies 1).
Au total 128 projets à terre (nouvelles lignes, renforcement des lignes existantes) sont en cours soit environ 16.800 km dont 5.400 km en courant continu. Seulement 18,4%, soit 3085 km étaient réalisés à la fin du 3e trimestre 2024 (BNetzA 2024b).
En mars 2024 le régulateur a donné son accord final au plan de développement du réseau 2037/2045 (BNetzA 2024d). Il porte sur les années 2037 et 2045 (année cible de la neutralité climatique) et tient compte pour la première fois des objectifs de la loi sur la promotion des énergies renouvelables de 2023 (EEG 2023). Le besoin d’extension du réseau de transport augmentera considérablement d’ici 2045 par rapport aux projets en cours.
L’amendement à la Loi sur le besoin de développement du réseau de transport à terre visant à inclure les projets du plan de développement du réseau 2037/2045 est en cours d’examen législatif.
Selon la Loi sur l’éolien en mer (Windenergie-auf-See-Gesetz – WindSeeG), il est prévu que la capacité totale soit portée à au moins 30 GW d’ici 2030 et à 40 GW d’ici 2035 (BNetzA 2024b ; BMWK 2024 d).
Le « réseau de départ » comprend environ 12,6 GW dans la mer du Nord et environ 2,2 GW dans la mer Baltique. Le « réseau additionnel » comprend toutes les connexions, qui ont été confirmées dans les plans de développement du réseau jusqu’à l’année 2031 incluse, soit une trajectoire de développement de 34 GW.
Au 3e trimestre 2024, 13 projets de raccordement ont été achevés en mer du Nord pour une capacité totale d’environ 8 GW et 8 projets en mer Baltique pour une capacité totale d’environ 1,8 GW
Gestion de la congestion du réseau de transport
La transition énergétique se traduit par une augmentation continue de la part des énergies renouvelables dans le mix électrique allemand.
Notamment l’injection accrue d’électricité éolienne dans le nord du pays a provoqué un net déséquilibre géographique entre la production éolienne dans le nord et les centres de consommation du sud et de l’ouest du pays. Les installations photovoltaïques au sol sont également de plus en plus souvent construites loin de centres à forte consommation. De plus, la production du photovoltaïque constitue un défi de plus en plus important pour la stabilisation du système électrique en raison de l’injection incontrôlée au réseau des petites installations < 100 kW (voir plus loin).
Suite à l’arrêt du nucléaire mi-avril 2023 et la fermeture programmée des centrales à charbon on constate en outre une diminution progressive des moyens pilotables sur le réseau.
La réforme du marché européen de l’électricité a entrainé une augmentation du volume d’échanges d’électricité entre les pays de l’UE. Le réseau de transport allemand est particulièrement sollicité par les importations d’électricité en provenance des pays scandinaves et par les exportations vers les pays voisins du sud et du sud-ouest.
Ce fait se superpose à l’injection accrue d’électricité éolienne dans le nord du pays, déjà mentionnée, associé à des retards dans la modernisation du réseau de transport, et provoque des forts flux nord – sud d’électricité.
Les risques de congestion du réseau de transport sont actuellement évités grâce aux mesures d’équilibrage (Allemagne Energies 3) comme le redispatching : si un goulet d’étranglement menace certaines lignes électriques, l’injection au réseau d’une installation de production d’électricité est réduite en amont mais augmentée en aval du goulet d’étranglement par une autre installation de production. Cela permet de modifier les flux physiques afin de réduire les congestions des lignes électriques concernées.
Pour des raisons de droit européen et parce que l’Allemagne importe de l’électricité à d’autres moments, il n’est pas question d’empêcher les exportations vers les pays voisins.
Pour améliorer l’équilibrage du réseau, l’Agence Fédérale des Réseaux avait décidé en 2017 (BNetzA 2024g) la mise en service de turbines à combustion (4 sites dans le sud du pays d’une puissance totale de 1200 MW). De telles installations de stabilisation du réseau sont nécessaires, selon l’Agence Fédérale des Réseaux, pour faire face aux défis particuliers de la période entre l’arrêt des dernières centrales nucléaires et l’achèvement des grandes lignes de courant continu.
Afin de garantir la stabilité du réseau même dans des situations dégradées, les gestionnaires de réseau de transport font appel, en cas de besoin, à des centrales électriques ciblées pour le redispatching. L’expérience montre que le besoin de redispatching est le plus élevé pendant l’hiver.
Si la capacité de production sur le marché d’électricité est insuffisante pour effectuer le redispatching necessaire, les gestionnaires de réseau de transport font appel à des centrales de réserve. Le tableau 4 montre les besoins de centrales en réserve qu’il convient de se procurer pour les hivers jusqu’à 2027/2028 (BNetzA 2025e).
Tableau 4 : besoin identifié de centrales de réserve jusqu’à 2027/2028
Dans la mesure où le besoin en centrales de réserve ne peut pas être couvert exclusivement par des centrales de réserve nationales, il est nécessaire de se procurer de la puissance de réserve supplémentaire dans les pays voisins.
Depuis les dix dernières années, on observe une flambée des coûts des mesures d’équilibrage (i.e. redispatching, countertrading et centrales de réserve) pour éviter la surcharge de certaines sections des réseaux.
L’augmentation de la capacité d’énergies renouvelables variables oblige les gestionnaires de réseau à écrêter plus souvent leur production dans le nord et augmenter la production thermique pilotable dans le sud du pays (Allemagne Energies 3).
La figure 8 montre depuis 2015 l’évolution des coûts des mesures d’équilibrage des réseaux et les volumes d’électricité écrêtés (incitation ou obligation donnée à un certain nombre de centrales de réduire ou arrêter leur production).
Figure 8 : évolution des coûts d’équilibrage des réseaux et des volumes d’électricité écrêtés
Après un record enregistré en 2022 avec plus de 4 Md€, les coûts des mesures d’équilibrage des réseaux ont baissé à environ 3,3 Md€ en 2023, principalement en raison de la baisse du prix de gros (BNetzA 2024c).
En 2024, selon les données provisoires du régulateur (BNetzA 2025d), ces coûts ont baissé à environ 2,9 Md€, cf. figure 8. Raison principale : baisse du prix des combustibles et recul des besoins de redispatching.
Au total, environ 6% de la production brute de l’Allemagne, soit un volume d’électricité de 30,3 TWh a été écrêté en 2024, dont environ 31% (~ 9,4 TWh) relèvent de la production renouvelable. Les éoliennes maritimes et terrestres ont été la source de production renouvelable la plus écrêtée.
Prix de l’électricité
Evolution des prix sur le marché de gros de l’électricité
Suite à la crise énergétique née de la guerre en Ukraine, le prix de gros de l’électricité en Allemagne avait flambé en 2022, cf. figure 9. En 2023 le prix de gros de l’électricité est redescendu au niveau de 2021.
En 2024 le prix de gros a de nouveau baissé à 78,51 €/MWh. Par rapport au prix en 2023 de 95,18 €/MWh, cela représente une réduction de 17,5%. La part plus élevée des énergies renouvelables dans la production d’électricité y a contribué, mais aussi la baisse des prix du gaz.
Le remplacement du gaz russe, moins onéreux, par le GNL (Gaz Naturel Liquéfié), conduira vraisemblablement à un maintien des prix de gros de l’électricité à un niveau supérieur à l’avant crise énergétique.
La figure 9 montre les moyennes annuelles de 2019 à 2024 des prix journaliers (dit « Day – Ahead ») sur le marché de gros pour la zone Allemagne/Luxembourg (BNetzA 2025a).
Figure 9 : moyennes annuelles de 2019 à 2023 des prix journaliers (Day – Ahead) sur le marché de gros de l´électricité pour la zone Allemagne/Luxembourg
Le tableau 5 montre, pour la période de 2019 à 2024, les prix de gros extrêmes pour la zone Allemagne/Luxembourg.
Tableau 5 : moyennes annuelles des prix de gros (day-ahead) de l´électricité pour la zone Allemagne/Luxembourg
En 2024, des prix de gros supérieurs à 100 €/MWh ont été enregistrés pendant 2.296 heures contre 4.106 heures en 2023. Ce net recul des heures supérieures à 100 €/MWh a eu un impact positif sur les prix de gros moyens.
Le prix de gros le plus élevé de 2024 a été enregistré le jeudi 12 décembre entre 17h et 18h avec 936,28 €/MWh. Dans cette plage horaire, une consommation d’électricité élevée a coïncidé avec une très faible production des énergies renouvelables variables (voir plus haut).
Episodes de prix négatifs au marché de spot journalier
Depuis plusieurs années le marché de gros de l’électricité en Allemagne est confronté à une hausse des épisodes de prix négatifs. Les prix négatifs se produisent lorsque la quantité d’énergies renouvelables injectées est élevée, que la consommation est faible et que la production thermique à flamme inflexible est importante (epexspot 2024).
Les prix négatifs sont observés principalement lors des périodes de surproduction d’énergies renouvelables variables en raison des régimes de soutien. Bien que le coût marginal de la production renouvelable soit nul, dans le cas d’un régime de soutien tel que l’obligation d’achat (OA) les producteurs sont incités à maintenir leur production. Les exploitants de réseau sont tenus par la loi sur les énergies renouvelables d’absorber les kilowattheures sans valeur et de les vendre sur le marché de l’électricité. Dans ces situations, les acheteurs reçoivent effectivement des paiements et de l’électricité de la part des vendeurs.
Il faut toutefois concéder que, malgré leur hausse, les prix négatifs sont un phénomène relativement rare. Dans l’année 2023, l’Allemagne avait connu 301 heures de production électrique à prix négatif. En 2024, le record de 2023 a été encore battu. Au total 457 pas horaires à prix négatif ont été atteints, cf. figure 10. Cela signifie que 5,2% des heures en 2024 étaient négatives contre 3,4% en 2023.
Figure 10 : nombre de pas horaires à prix négatifs par trimestre sur le marché journalier (Day – Ahead) entre 2019 et 2024 (BNetzA 2025a)
En 2017 le gouvernement allemand avait pris des mesures contre la surproduction des grands parcs éoliens et solaires. La réglementation de 2017 a été durcie avec les avenants de la loi sur les énergies renouvelables (EEG).
La loi EEG 2023 prévoit, dès 2024, une suspension de la rémunération pour des installations ≥ 400 kW à partir de 3 heures de prix négatifs sans interruption. Le nombre d’heures sera progressivement réduit jusqu’à 2027 de sorte que les heures de prix négatifs ne seront plus rémunérées. Cette réglementation s’applique toutefois exclusivement aux nouvelles installations à partir de l’entrée en vigueur de l’amendement de la Loi EEG. Les installations préexistantes, les petites installations < 400 kW et les éoliennes pilotes ne sont pas encore concernées en 2024.
Selon une étude de l’institut de recherche de Munich d’octobre 2024 (FfE 2024) trois quarts des installations photovoltaïques et deux tiers des éoliennes continuaient à injecter dans le réseau sans suspension de leur rémunération en cas de prix négatifs.
Selon la Fédération allemande des industries de l’énergie et de l’eau (BDEW) l’État devrait agir afin que ces installations prennent leur part dans la gestion de la flexibilité en temps réel du système (BDEW 2024b).
Prix de l’électricité pour les clients résidentiels
En 2024, le prix de l’électricité pour les clients résidentiels a baissé de 8% par rapport à l’année précédente, pour atteindre en moyenne 41,59 ct€/kWh (BNetzA 2024f) sans toutefois retrouver les niveaux d’avant-crise.
La cause principale en est la baisse des prix de gros de l’électricité. Même si cet effet ne se répercute sur les tarifs des clients résidentiels qu’avec un certain décalage et ne suit pas la même dynamique, la part de l’approvisionnement et de la distribution dans le prix de l’électricité, largement influencée par les prix de gros, a baissé de 52% à près de 44% ce qui correspond à une réduction de 5,5 ct€/kWh.
Cette réduction a été quelque peu contrecarrée par une augmentation des tarifs d’utilisation du réseau. Ils sont passés en moyenne de 9,35 ct€/kWh à 11,62 ct€/kWh, de sorte que leur part dans le prix de l’électricité des clients résidentiels est passée à 28%. La raison principale de cette augmentation fulgurante était la suppression des subventions de l’État qui ont été déclarées anticonstitutionnelles par la Cour Constitutionnelle Fédérale.
Figure 11 : évolution et décomposition des prix de l’électricité pour les clients résidentiels
Malgré cette baisse, le prix du kWh payé par les clients résidentiels en Allemagne était en 2024 le plus élevé d’Europe selon la base de données Eurostat (Allemagne Energies 4).
Les composants de prix réglementés par l’Etat (taxes, redevances et tarif d’utilisation des réseaux) représentent 56% du prix total, malgré la suppression de la charge de soutien des énergies renouvelables en 2022.
La charge de soutien aux énergies renouvelables, financée jusqu’à mi-2022 par le consommateur d’électricité, est dorénavant entièrement financée par l’État, soit in fine le contribuable, et n’apparait donc plus sur la facture d’électricité.
Le besoin de financement des énergies renouvelables par l’État est estimé à presque 20 Md€ en 2024. La baisse des prix de gros de l’électricité en 2024 a conduit à une hausse des charges de soutien car la commercialisation de l’électricité verte a généré des recettes plus faibles (Allemagne Energies 3).
En tenant compte de cette charge de soutien, la facture d’électricité des clients résidentiels serait donc plus élevée.
Economie de l’hydrogène
L’hydrogène « vert » est pour l’instant quasiment absent du marché allemand, même si des projets pilotes ont été lancés. La majeure partie des quelque 40 TWh d’hydrogène produits en 2023 (BDEW 2024) provient de sources fossiles, principalement par le reformage du gaz naturel à la vapeur d’eau et la gazéification à partir de charbon. Environ 6% de la production totale de l’hydrogène « gris » sont générés comme sous-produit dans l’industrie chimique (ammonique, méthanol). Seulement 0,4% de l’hydrogène « vert » ont été produits par électrolyse, cf. figure 12.
Figure 12 : production d’hydrogène en 2023 et développement de la capacité des électrolyseurs à l’horizon de 2030
Conscient de l’importance de l’hydrogène pour la réussite de la transition énergétique, le gouvernement allemand avait adopté en 2020 la « Stratégie nationale pour l’hydrogène ». L’objectif était de faire de l’hydrogène une technologie clé pour la décarbonation, pouvant remplacer les énergies fossiles et résoudre la variabilité de l’éolien et du solaire en stockant et restituant de l’énergie.
La stratégie nationale a été actualisée en 2023. Les principaux objectifs : une capacité nationale d’électrolyseurs d’au moins 10 GW d’ici 2030, le déploiement des infrastructures de transport d’hydrogène et le développement d’une stratégie d’importation d’hydrogène « vert ».
En 2024, l’Allemagne a porté sa capacité d’électrolyseurs à environ 110 MW. Une capacité d’environ 1 GW est en construction (EWI 2024).
La demande totale en hydrogène « vert » et ses dérivés est estimée entre 95 et 130 TWh par an en 2030. Le gouvernement prévoit d’en importer entre 50% et 70% (45 à 90 TWh). La pierre angulaire du futur approvisionnement en hydrogène est donc le développement renforcé de partenariats internationaux.
Actuellement il n’existe pratiquement pas d’importation ou d’exportation d’hydrogène vers ou depuis l’Allemagne. L’importation se concentre en grande partie sur les dérivés de l’hydrogène comme le méthanol et l’ammoniac.
Pour réaliser des importations, il faut que des infrastructures en Allemagne et dans les pays exportateurs potentiels soient disponibles.
En octobre 2024 l’Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur) a autorisé la mise en place du « réseau de démarrage » d’hydrogène d’une longueur de 9.040 km (Allemagne Energie 1). Il doit relier entre eux les principaux centres industriels du pays, les sites de stockage et les centrales électriques. De plus des points de connexion sont prévus aux frontières.
Le réseau de démarrage consisterait pour environ 60% en gazoducs existants reconvertis pour transporter de l’hydrogène et pour 40% en canalisations nouvellement construites. Les coûts d’investissement sont estimés à environ 19 Md€, l’achèvement du réseau est prévu pour 2032.
Secteur de chaleur et de froid
Le secteur du chaud et du froid représente plus de la moitié de la consommation d´énergie finale. Répondre à ces besoins grâce aux énergies renouvelables constitue un enjeu essentiel pour la réussite de la transition énergétique.
Pour atteindre cet objectif, il faut entre autres que les conditions-cadres soient réunies pour les champs de développement suivants :
Augmentation du taux de rénovation énergétique des bâtiments
Développement des réseaux de chaleur et décarbonisation du chauffage urbain
Utilisation efficace de la biomasse
Accroissement du parc de pompes à chaleur (PAC)
La nouvelle loi sur la rénovation énergétique des bâtiments (Gebäudeenergiegesetz) est entrée en vigueur en janvier 2024 (Allemagne Energies 1). Avec cette loi le gouvernement souhaite faire progresser le passage aux énergies renouvelables pour le chauffage des bâtiments car près de trois quarts des chauffages existants fonctionnent encore aux combustibles fossiles. L’obligation de remplacer les chaudières à combustibles fossiles sera mise en œuvre progressivement. Il n’y a pas d’obligation de remplacement immédiat des systèmes de chauffage existants mais il existe des dates butoirs : au plus tard en 2028, l’utilisation d’au moins 65% d’énergie renouvelable sera obligatoire pour les nouveaux systèmes de chauffage et à partir de 2045, plus aucune chaudière à gaz ou à mazout ne pourra fonctionner.
Les propriétaires de bâtiments actuellement équipés de chauffages au mazout, au gaz naturel ou au gaz liquide devront, dans de nombreux cas, passer à un autre système lors d’un prochain changement de chauffage.
La disponibilité et surtout les capacités en personnel des artisans spécialisés jouent aussi un rôle décisif dans la réalisation des objectifs.
Pour réussir la transition énergétique dans le secteur du chaud et du froid, il faut progresser dans la rénovation énergétique des bâtiments existants (1,3% à 2% par an). Cependant, le taux de rénovation réel a été bien inférieur à 1% en 2024 (Agora Energiewende 2025).
Le nombre de pompes à chaleur installées (PAC) s’élève à environ 2 millions fin 2024. L’objectif est d’augmenter leur nombre à au moins 6 millions d’ici 2030. C’est pour cela qu’il est prévu de mettre en service au moins un demi-million de PAC chaque année à partir de 2024.
Alors qu’en 2023, 356 000 PAC étaient encore vendues, ce chiffre a chuté de 44% pour atteindre seulement 200 000 appareils. L’objectif politique d’installer 500 000 PAC par an à partir de 2024 n’a donc pas été atteint (Agora Energiewende 2025).
Réseaux de chaleur et de froid
La Loi, entrée en vigueur début 2024, crée la base pour la consommation de chaleur et de froid et la décarbonation via des réseaux urbains (BMWK 2024a ;BMWSB 2023).
L’objectif est d’alimenter les réseaux urbains à 50% par des énergies renouvelables et de récupération d’ici 2030 et de rendre l’approvisionnement en chaleur et froid climatiquement neutre à l’horizon de 2045.
En 2024, selon des chiffres provisoires, les réseaux urbains de chaleur et de froid ont livré environ 127 TWh. Cela correspond à une baisse de 2,5 % par rapport à l’année précédente (BDEW 2024).
La part des énergies renouvelables et de récupération (EnR & R) au mix énergétique s’est élevée à 19,3%, cf. figure 13.
Figure 13 : mix énergétique des réseaux de chaleur en 2024
Branche gazière
Consommation de gaz naturel
Selon les premières données de 2024 (BDEW 2024), la consommation de gaz naturel a légèrement augmenté par rapport à 2023 pour atteindre 835 TWh, cf. tableau 6.
Tableau 6 : Approvisionnement en gaz naturel en Allemagne de 2021 à 2024
La consommation des clients résidentiels, de l’artisanat et du secteur tertiaire représente environ 42% et celle de l’industrie, fournisseurs d’électricité et de chauffage urbain 58% en 2024.
L‘Allemagne est fortement dépendante des importations. Elle dispose seulement d’un petit nombre de gisements nationaux de gaz naturel qui ont fourni 40 TWh en 2024 (2023 : 41,5 TWh). A cela s’ajoute l’injection de biogaz dans le réseau.
De ce fait, l’industrie gazière a été fortement marquée par les conséquences de la crise énergétique née de la guerre en Ukraine. L’Allemagne, sevrée du gaz russe dont elle était fortement dépendante, s’est trouvé confrontée à une envolée des prix de l’énergie, générant un problème de compétitivité globale de l’industrie.
Alors qu’en 2021 plus de 60% du gaz naturel consommé en Allemagne provenaient encore de la Russie, ces importations ont fortement diminué à 21% courant 2022 (BNetzA 2024h). En 2023, la quantité de gaz russe livrée par gazoduc vers l’Allemagne était de 0 TWh.
Entre-temps, la Norvège est de loin le plus grand fournisseur de gaz naturel par gazoduc, avec une part de plus de 45%. Des quantités importantes de gaz naturel continuent d’arriver par la frontière néerlandaise. Il s’agit toutefois majoritairement des quantités en transit en provenance d’autres pays, dont l’origine ne peut pas être déterminée avec précision.
En outre, l’infrastructure gazière a été complétée par des terminaux méthaniers destinés à accueillir le gaz naturel liquéfié (GNL). Fin 2024, quatre terminaux étaient en service (Wilhelmshaven, Brunsbüttel, Lubmin et Mukran), d’autres terminaux sont prévus.
Au total, 65 TWh ont été importés en 2024 via les terminaux méthaniers en Allemagne. Cela correspond à une part de 7,5% des importations totales de gaz naturel. Parmi les 4 pays d’origine du GNL, les États-Unis dominaient avec une part de 91 %. Les 3 autres pays, à savoir la Norvège, l’Angola et l’Égypte représentaient chacun entre 2 et 4 % (BDEW 2024a).
Selon des données provisoires, environ 40 TWh de gaz naturel ont été produits sur le territoire national en 2024, soit 4,8% de la consommation totale de gaz naturel. Par rapport à l’année précédente, cela représente une baisse de près de 4 %. Les quantités extraites au niveau national sont en baisse constante depuis le début des années 2000 et ne sont pas exportées.
Evolution des volumes de vente de gaz naturel par groupe de consommateur
Selon les premiers chiffres, la vente de gaz naturel aux consommateurs finaux a augmenté de près de 3% en 2024 (voir aussi tableau 6). Tous les groupes de consommateurs ont enregistré des hausses, mais l’augmentation de la consommation a été la plus marquée dans l’industrie (BDEW 2024a).
Malgré une conjoncture toujours morose, la demande de l’industrie a augmenté, principalement en raison d’une baisse des prix du gaz, même si les prix du gaz de gros sont encore environ deux fois plus élevés qu’avant la crise énergétique. La consommation de gaz naturel par les entreprises minières et manufacturières en tant que source d’énergie, mais aussi en tant que matière première, a augmenté de près de 6% en 2024 pour atteindre 301 TWh.
Tableau 7 : évolution des volumes de vente de gaz naturel par groupe de consommateurs
La consommation du gaz naturel dans les centrales électriques et thermiques des fournisseurs d’électricité et de chaleur a augmenté de près de 2% par rapport à 2023 pour atteindre 106 TWh. Cette évolution a été favorisée par les changements dans le mix de production électrique (recul du couple houille/lignite, hausse de la production à partir d’énergies renouvelables ainsi que des importations accrues d’électricité), cf. figure 2.
Prix du gaz pour les clients résidentiels
En Allemagne, il n’y a pas de régulation étatique des prix du gaz. Le prix du gaz se forme par le marché et se compose de facteurs dépendant du fournisseur, tels que, entre autres, les coûts d’approvisionnement en gaz, les coûts de distribution et la marge, et de facteurs ne dépendant pas du fournisseur, tels que les tarifs d’utilisation des réseaux et les prélèvements et taxes. Plus de 1.100 fournisseurs de gaz sont chargés d’approvisionner les consommateurs finaux en gaz.
Le prix moyen du gaz pour les clients résidentiels était de 12,5 ct/kWh à la date de référence du 1er avril 2024, contre 14,8 ct/kWh en 2023, cf. figure 14 (BNetzA 2025b).
Figure 14 : évolution des prix du gaz pour les clients résidentiels en Allemagne
Toutefois, par rapport à 2021, l’année de référence avant la crise énergétique, les prix du gaz pour les clients résidentiels sont en 2024 encore 87% plus élevés.
Les clients résidentiels ont pu profiter de la baisse des prix de gros du gaz naturel en 2024, mais la baisse des prix pour l’approvisionnement et la distribution a été contrecarrée par la hausse de la taxe carbone nationale début 2024 à 45 €/t CO2 et le retour de la TVA au taux normal à partir d’avril 2024. Les taxes et redevances pour les clients résidentiels ont augmenté de plus de 60% par rapport à 2023, passant de 2,14 ct€/kWh à 3,44 ct€/kWh.
La taxe carbone nationale augmente à partir de 2025 à 55 €/t CO2 et influencera les prix du gaz en conséquence (Allemagne Energies 1).
Secteur des transports
Selon la Loi sur la Protection du Climat, les émissions de gaz à effet de serre dans le secteur des transports devraient être réduites de presque 44% d’ici 2030 par rapport à 2020 (Allemagne Energies 1). Pour atteindre cet objectif, un parc de 15 millions de véhicules « 100% électrique » est prévu d’ici 2030 (BT 2024). Il n’existe pas d’objectif correspondant pour les véhicules hybrides rechargeables (plug-in hybrid).
Selon les données de l’Office Fédéral de l’Automobile, au total 49,3 millions de véhicules de tourisme ont été immatriculés en Allemagne début 2025. La part des véhicules « 100% électrique » était de 3,3% et des véhicules hybrides rechargeables de 2% (KBA 2025).
La subvention fédérale à l’achat des hybrides rechargeables a été supprimée début 2023. De plus, la subvention à l’achat des véhicules « 100% électrique » a été arrêtée prématurément en décembre 2023, après que la Cour constitutionnelle fédérale avait déclaré la politique budgétaire du gouvernement fédéral anticonstitutionnelle en novembre 2023.
En raison de la fin des subventions, la progression des voitures « 100% électrique » dans le parc de véhicules de tourisme allemand s’est ralentie en 2024, cf. figure 15.
Figure 15 : nombre de véhicules « 100% électrique » et hybrides rechargeables dans le parc de véhicules de tourisme allemand début 2025 et l’objectif à l’horizon de 2030
Selon le gouvernement fédéral (BT 2024), pour atteindre l’objectif de 15 millions de véhicules « 100% électrique » d’ici 2030, les coûts d’achat de ces véhicules doivent être réduits et la diversité des modèles doit être accrue. Plusieurs constructeurs automobiles auraient annoncé le lancement de nouveaux modèles à bas prix. La diversité des modèles de véhicules électriques augmenterait également.
En outre, le gouvernement fédéral encourage l’électromobilité en développant l’infrastructure de recharge.
Toutefois, en l’état actuel des choses, l’atteinte de l’objectif de 15 millions véhicules « 100% électrique » d’ici 2030 semble inaccessible.
Émissions de gaz à effet de serre
Selon les données provisoires de l’Agence Fédérale de l’Environnement (UBA 2025c), les émissions de gaz à effet de serre s’élèvent en 2024 à 649 Mt CO₂éq , soit une baisse de 3,4% (~ 23 Mt CO₂éq) par rapport à 2023. La réduction est notamment due à la forte diminution de la consommation de la houille et du lignite (cf. figure 1) et un solde net d’importations d’électricité (cf. figure 16).
La courbe de réduction des émissions s’est nettement aplatie en 2024, après un recul très marqué de 10,3% en 2023.
Le secteur de l’énergie atteint 185 Mt CO2éq en 2024. Avec – 8,7% par rapport à 2023 ce secteur représente la plus grande part de la réduction des émissions globales (-17,6 Mt CO₂éq). La baisse des émissions dans ce secteur s’explique principalement par la diminution de la production d’électricité et de chaleur à partir de sources d’énergie à fortes émissions, cf. figure 1.
Les émissions du secteur de l’industrie stagnent au niveau de 2023. Malgré cela il reste sur la trajectoire cible de réductions d’ici 2030.
En revanche les secteurs du bâtiment et des transports s’éloignent des objectifs de 2030, malgré une légère baisse en 2024, soit – 2,4 Mt CO₂éq dans le secteur du bâtiment et – 2,1 Mt CO₂éq dans le secteur des transports.
Les autres secteurs (agriculture, déchets/divers) ne contribuent que peu à la réduction des émissions totales. Ils restent toutefois sur la trajectoire cible de réductions d’ici 2030.
Figure 16 : évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2éq par an (hors puits de carbone) et objectifs 2030
Pour respecter l’engagement de l’UE de – 55% nets, l’Allemagne devra absorber dans des puits de carbone environ – 25 Mt CO2éq d’ici 2030 (Allemagne Energies 1). En revanche, en raison des années de sécheresse dans le passé, les puits de carbone ne contribuent actuellement pas à la baisse des émissions de gaz à effet de serre. Au contraire, selon l’Agence Fédérale de l’Environnement (UBA 2025c), ils ont émis en 2024 environ + 51 Mt CO2éq.
Les émissions du secteur de l’électricité font partie du secteur de l’énergie. Selon les données provisoires, les émissions de CO2 de l’ensemble des installations de production d’électricité ont baissé en 2024 de 8,6% par rapport à 2023.
La baisse des émissions de CO2 s’est accompagnée d’une diminution (lissée sur l’année) de l’intensité carbone de la production d’électricité de 386 g CO2éq/kWh en 2023 à environ 363 g CO2éq/kWh en 2024 (UBA 2025d).
Depuis 2023 l’Allemagne est importatrice nette d’électricité (voir plus haut). Les émissions générées par l’excédent d’importations ne sont pas comptabilisées dans la production d’électricité en Allemagne, car elles proviennent d’autres pays. La réduction de l’intensité carbone du mix électrique allemand à partir de 2023 n’est donc qu’un indicateur partiel de la durabilité des mesures visant à réduire les émissions du secteur électrique.
Figure 17 : émissions de CO2éq de la production d’électricité et intensité carbone du mix électrique
De plus, l’évolution de l’intensité carbone au cours de l’année montre bien que la valeur lissée sur l’année est peu significative. En hiver, lorsque la production du photovoltaïque est généralement plus faible, l’intensité carbone dépasse les 400 g CO2eq /kWh si cela coïncide avec un épisode de faible production éolienne comme par exemple en novembre 2024, cf.figure 18 (Electricity Maps 2024).
Figure 18 : évolution de l’intensité carbone du mix électrique au cours de l’année 2024
Les données définitives concernant les émissions de gaz à effet de serre pour l’année 2024 seront publiées par l’Agence Fédérale de l’Environnement début 2026.
Nouvelle stratégie de la capture et du stockage du CO2
Le gouvernement a pris conscience qu’il serait impossible d’atteindre l’objectif de neutralité carbone d’ici 2045 en Allemagne sans CSC, CCUS (Carbon Capture, Utilization and Storage).
Le cabinet des ministres a approuvé en mai 2024 les points clés d’une stratégie de gestion du carbone (BMWK 2024e). Il est prévu de créer un cadre juridique pour la mise en place d’une infrastructure de canalisation de CO2 et d’un stockage définitif de CO2 au large des côtes allemandes.
Dans le passé, sous la pression des ONG, le gouvernement d’Angela Merkel avait adopté en 2012 une loi qui interdisait de facto le stockage du CO2 pour une durée indéterminée sur le sol allemand. Il s’agit donc d’un virage stratégique surmontant ainsi une opposition de longue date au sein des milieux politiques contre le CSC.
Il est prévu d’autoriser le captage du CO₂ uniquement là où d’autres options ne sont pas disponibles. Seules les industries très polluantes du ciment/de la chaux ainsi que de l’incinération des déchets sont explicitement mentionnées. La question de savoir si l’industrie chimique pourrait également utiliser le CSC reste encore ouverte.
Le captage et le stockage du CO2 dans le secteur de l’électricité ne sont pas interdits pour les centrales à biomasse et les centrales à gaz qui servent à la stabilisation du réseau électrique dans la mesure où ces centrales ne peuvent pas être raccordées ou ne peuvent pas être raccordées à temps au réseau d’hydrogène.
En revanche, pour les émissions provenant de la production d’énergie à partir du charbon (centrales électriques et centrales de cogénération), l’accès à la future infrastructure de transport de CO2 par canalisation et au stockage de CO₂ est exclu.
Le stockage du CO2 ne sera autorisé que sous la mer, dans la partie allemande de la mer du Nord et la mer Baltique. Les zones marines protégées seront exclues du stockage.
Le stockage souterrain de CO2 restera interdit sous terre. Toutefois, les régions (Länder) ont la possibilité d’opter pour un stockage de CO₂ à terre. Cela pourrait devenir une option pour les régions du sud de l’Allemagne comme la Bavière et le Bade-Wurtemberg, car les trajets de transport du CO₂ jusqu’aux côtes sont longs et coûteux.
Suite à la dissolution du parlement allemand en décembre 2024 une modification de la Loi, autorisant le captage et stockage du CO2, n’est pas encore entrée en vigueur.
BT (2024) Wirksamkeit der Zuschüsse zur Neuanschaffung von Elektrofahrzeugen. Drucksache 20/10852 Antwort der Bundesregierung auf kleine Anfrage. Deutscher Bundestag (Parlement allemand). En ligne : https://dserver.bundestag.de/btd/20/108/2010852.pdf.
RWTH Aachen University (2024) Battery Charts. RWTH Aachen: Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe (ISEA) und Institute for Power Genration and Storage Systems (PGS). En ligne : https://battery-charts.rwth-aachen.de/.
UBA (2025a) Monatsbericht zur Entwicklung der erneuerbaren Stromerzeugung und Leistung in Deutschland. Stand 14.04.2025. UBA Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien -Statistik (AGEE-Stat) 04-2025_agee-stat_monatsbericht
Au cours du premier semestre 2024, les énergies renouvelables ont assuré près de 60% de la production d’électricité /1/. Même si certains médias ont omis de le préciser, il s’agit bien entendu d’un volume de production lissé sur les six premiers mois de 2024.
L’Energiewende a pour objectif une production d’électricité de presque 100% à partir des énergies renouvelables à l’horizon de 2035 en faisant des éoliennes et du photovoltaïque pratiquement le seul pilier de l’approvisionnement en électricité de l’Allemagne.
Mais le 6.11.2024, vers 17 heures, ce pilier s’est effondré de façon spectaculaire. Les éoliennes terrestres et maritimes (~72 GW) et les installations photovoltaïques (~94 GW) ont pratiquement cessé leur production pendant des heures.
Le prix de l’électricité a atteint 820 €/MWh sur le marché spot vers 17 h ce jour-là et l’intensité carbone du mix électrique est passée à presque 600 g CO2/kWh /2/, /3/, car les centrales thermiques à flamme ont dû prendre le relais.
Cet évènement montre à nouveau que, même dans les hypothèses les plus optimistes, le scénario à « 100% de renouvelables » est actuellement intenable techniquement sans des moyens de production pilotables en backup. Pour pallier la défaillance des énergies renouvelables variables, il faut donc, faute de moyens de stockage suffisants, conserver un deuxième parc de production, une solution très coûteuse pour le consommateur d’électricité.
Épisode de vents faibles en fin d´automne ou en hiver, source RWE
Pour sécuriser l’approvisionnement c’est l´instant qui compte et non pas la production lissée sur une période donnée car il est nécessaire d’équilibrer instantanément la production et la consommation sur l’ensemble du réseau. Mais dans un système électrique caractérisé par des moyens de production dépendant des conditions météorologiques, un équilibre exact entre la production et la consommation d’électricité n’est assuré à aucun moment. Il faut maitriser soit un excédent, soit un déficit de production /4/.
Les fameux « dark-doldrums », traduction anglaise du mot allemand « Dunkelflaute » sont un défi particulier. Ils désignent un épisode prolongé de production éolienne et photovoltaïque très faible, combiné à une demande d’électricité accrue en fin d’automne ou en hiver.
L’association européenne des producteurs d´électricité et de chaleur VGB PowerTech e.V. avait déjà publié dans le passé deux études sur la performance des éoliennes en Allemagne et en Europe. Entre 2010 et 2016, l’étude montre environ 160 épisodes de 5 jours de production éolienne faible et pour chaque année un épisode prolongé de vents faibles de 10 à 14 jours /4/.
Un tel évènement s’est produit à nouveau dans la première semaine de novembre 2024, cf. figure 1.
Le photovoltaïque ne fournissait plus qu’un seul MWh mercredi, le 6.11.2024 à 17 heures. Les 1602 éoliennes maritimes de la mer du Nord et de la Baltique étaient complètement à l’arrêt, la production d’électricité était donc nulle. Les éoliennes terrestres (environ 29000) ne produisaient à cette heure-là que 114 MWh pour une consommation d’électricité d’environ 66 GWh. Seules les énergies renouvelables telles que l’hydraulique et les bioénergies ont contribué avec environ 7 GWh à la production électrique.
Figure 1 : production et consommation d’électricité en première semaine de novembre 2024, source BNetzA/SMARD /2/.
Le photovoltaïque, fortement subventionné, d’une puissance installée de 94 GW n’a évidemment rien fourni avec la tombée de la nuit du 6 novembre. La production totale des éoliennes terrestres et maritimes était pendant plus de 30 h inférieure à 1 GW pour une puissance totale installée d’environ 72 GW, cf. figure 2.
Figure 2 : production des éoliennes entre le 5 et 8 novembre 2024, source BNetzA/SMARD /2/
Malgré cela, il n’y a pas eu de pénurie d’approvisionnement en électricité, car les gestionnaires des réseaux de transport ont pu maitriser la situation grâce aux moyens pilotables encore disponibles et à des importations d’électricité.
La situation a perduré toute la journée de mercredi 6 et de jeudi 7 novembre et ne s’est améliorée que vendredi 8 novembre 2024. La capacité des dispositifs de stockage (batteries et stations de transfert d’énergie par pompage – STEP) étant épuisée au bout de quelques heures, il a fallu faire appel en masse aux centrales thermiques à flamme pour couvrir les besoins en électricité.
Les centrales restantes à houille et au lignite soutenues par des centrales à gaz ont produit en continu au cours des ces trois jours pour stabiliser le réseau et satisfaire la demande. De plus environ 700 MW de centrales au fioul de la réserve stratégique ont été réactivés et ont contribué à nouveau à l’approvisionnement en électricité /6/.
Une partie importante des besoins en électricité de l’Allemagne a été couverte par des importations (environ 13 GW), car les moyens pilotables nationaux disponibles (environ 53 GW) n’ont pas été en mesure de couvrir à eux seuls la demande d’électricité (environ 66 GW), cf. figure 1.
Concrètement, cela signifie que la même situation n’aurait pas pu être gérée un autre jour tel que la pointe de consommation annuelle. Elle se produit généralement en hiver, le soir après le coucher du soleil, et s’est située les dernières années autour de 80 GW selon les gestionnaires des réseaux de transport /9/.
Une flambée des prix de l’électricité sur le marché spot
Depuis mercredi, les fournisseurs d’énergie ont été contraints de compenser l’absence de production d’électricité verte par des achats supplémentaires à court terme à la bourse de l’électricité EEX. Les prix journaliers de l’électricité (dit « day-ahead ») ont flambé et des pics de prix exceptionnellement élevés ont été observés à plusieurs reprises depuis mardi 5 novembre 2024, cf. figure 3.
Figure 3 : prix de l’électricité (dite day ahead) sur le marché spot Allemagne/Luxembourg, source BNetzA/SMARD /2/.
Ainsi, dès mardi 5 novembre, le prix a été supérieur à 500 €/MWh. Lorsque les prévisions météorologiques ont été connues pour mercredi 6 novembre, le prix à la bourse de l’électricité s’est même envolé jusqu’à 820 €/MWh. Après un pic à plus de 400 €/MWh jeudi 7 après-midi, le prix sur le marché spot était encore supérieur à 100 €/MWh vendredi 8 novembre. Par comparaison, le prix moyen était autour de 68 €/MWh au premier semestre 2024 /1/.
Ces pics de prix de début novembre 2024 ne sont peut-être qu’un signe avant-coureur de ce à quoi il faut s’attendre pour l’hiver à venir. L’affirmation que « le vent soufflerait toujours quelque part en Europe », pouvant atténuer les effets de la variabilité, semble relever d’un solide bon sens populaire, mais ne correspond pas aux faits. L’Europe occidentale se comporte souvent comme une zone venteuse assez homogène, dominée par l’influence des grands courants océaniques ou continentaux.
Selon l’agence spécialisée « Montel » /7/, des prix de 1000€/MWh en cas de « Dunkelflaute » pourraient être attendus. En effet, en période de faible production d’électricité éolienne et photovoltaïque et de forte demande, le système doit faire appel à des unités dont les coûts marginaux sont plus élevés, ce qui renchérit le prix sur le marché spot. Ce principe est appelé « merit order » en anglais.
Il est probable que les fluctuations de prix sur le marché de l’électricité continuent d’augmenter avec le développement des énergies renouvelables variables (éolien et photovoltaïque). Des phases estivales de prix bas de l’électricité alterneront avec des phases hivernales de prix élevés, les fluctuations de la production électrique devenant de plus en plus extrêmes.
Déjà aujourd’hui la production d’électricité verte est supérieure à la demande pendant de nombreuses heures. En 2023, l’Allemagne avait connu 301 heures de production électrique à prix négatif. Aux trois premiers trimestres de 2024, le record de 2023 était déjà largement battu avec 413 pas d’horaires à prix négatif /8/.
Les exploitants de réseau sont tenus par la Loi sur les énergies renouvelables d’absorber les kilowattheures sans valeur et de les vendre sur le marché de l’électricité. Dans ces situations, les vendeurs payent les acheteurs, ce qui constitue une situation de marché singulière.
Depuis 2021, McKinsey publie un baromètre semestriel pour analyser la progression de la transition énergétique allemande. Le cabinet s’appuie sur trois critères : la sécurité d’approvisionnement, l’économie et la protection de l’environnement et du climat. Le cabinet évalue 15 critères au regard des objectifs fixés par l’Allemagne à l’horizon de 2030.
Le baromètre actuel (septembre 2024) de McKinsey /1/ montre que 7 des 15 critères étudiés empruntent la bonne trajectoire, pour 2 critères la réalisation semble incertaine et pour 6 critères la réalisation des objectifs à l’horizon de 2030 est considérée comme « irréaliste ».
En outre, McKinsey consacre ce baromètre au potentiel du captage et du stockage du CO2 en Allemagne. Le gouvernement allemand avait approuvé au printemps 2024 les points clés d’une stratégie autorisant le captage et du stockage du CO2 /2/.Il s’agit d’un virage stratégique surmontant ainsi une opposition de longue date au sein des milieux politiques contre cette technologie.
Le baromètre de la transition énergétique allemande de McKinsey
Sept indicateurs sont au vert empruntant la bonne trajectoire
Indicateur : part des énergies renouvelables dans la consommation brute d’électricité
La part des énergies renouvelables dans la consommation brute d’électricité est passée à 58% au premier semestre 2024 en hausse par rapport au deuxième semestre 2023 (50%). Postulat : l’électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement consommée en Allemagne /1/, /3/
Indicateur : consommation d’énergie primaire
La consommation d’énergie primaire s’est élevée à 10.735 PJ (2.982 TWh) en 2023 soit une baisse de 8,1% par rapport à 2022. /1/, /4/.
Cette baisse résulte du faible développement économique, d’un hiver plus doux et d’une efficacité énergétique croissante. Les prix élevés de l’énergie ont également exercé une forte influence sur ce résultat.
Indicateur : part des énergies renouvelables dans la consommation d’énergie finale
La part des énergies renouvelables dans la consommation d’énergie finale a atteint 22% en 2023 soit une augmentation de 1,2% par rapport au 2022. La principale raison : utilisation accrue des énergies renouvelables dans le secteur de l’électricité /1/, /4/.
Indicateur : niveau du prix de l’électricité pour les industries non privilégiées
Le niveau du prix de l’électricité pour les industries non privilégiées (c’est-à-dire celles qui ne sont pas électro-intensives) a sensiblement augmenté par rapport à l’évolution des prix européens. Dans le baromètre actuel, il est supérieur de 12,6 % à la moyenne européenne, alors que la différence n’était que de 3,3 % au 2e semestre 2023.
Cela s’explique par le fait que le prix moyen a baissé de 6% dans les autres pays européens, alors qu’il a augmenté de 2% en Allemagne. Néanmoins, l’indicateur reste toujours au vert. Cela s’explique par la méthode de calcul : si les prix augmentent plus fortement dans les autres pays européens qu’en Allemagne, l’indicateur s’améliore – ce qui était le cas au premier semestre 2024.
Indicateurs : coupures de courant non prévues, capacités d’importation disponibles et nombre d’emplois dans le secteur des énergies renouvelables
Aucune nouvelle donnée n’a été publiée pour ces indicateurs, mais ils empruntent actuellement tous la bonne trajectoire.
Deux indicateurs dont la réalisation semble incertaine à l’horizon de 2030
Indicateur : émissions de gaz à effet de serre
Selon les premières estimations de l’Agence Fédérale de l’Environnement, les émissions de gaz à effet de serre ont diminué en 2023 d’environ 10% à 674 Mt CO2éq soit une réduction de l’ordre de 76 Mt CO2éq/4/. Étant donné que seuls environ15% des réductions réalisées sont imputables à des effets durables, la réalisation de l’objectif de 2030 (réduction des émissions de gaz à effet de serre de 65% par rapport à 1990) reste incertaine /1/.
Indicateur : marge de capacité garantie de réserve de moyens pilotables
La marge de capacité garantie de réserve de moyens pilotables a baissé de 5,6% à 0,9%. La raison est la fermeture de 4,7 GW de centrales à charbon, qui avaient été temporairement réactivées il y a deux ans.
Selon McKinsey, l’indicateur est atteint lorsque la marge est supérieure à 0%. Dans ce cas on peut s’attendre à 99,94% du temps à une couverture complète de la demande d’électricité. Des importations d’électricité ne sont pas prises en compte.
Dans le cas de l’abandon des centrales à charbon d’ici 2030, jusqu’à 30% de la capacité garantie de moyens pilotables seront retirés du réseau. Des investissements considérables dans des nouveaux moyens pilotables en back-up seront donc nécessaires pour pallier la variabilité de la production de l’éolien et du photovoltaïque, cf. aussi chapitre « Stratégie gouvernementale en matière de moyens pilotables en backup » /5/.
Six indicateurs sont au rouge
Indicateur : le prix de l’électricité des ménagesallemands
L’indicateur « prix de l’électricité des ménages » s’est considérablement détérioré. Fin 2023, il était supérieur de 27,2% à la moyenne européenne et en juin 2024 de 41,9 % ce qui place l’indicateur dans la catégorie « irréaliste ». La raison est une baisse de 7% en moyenne des prix de l’électricité pour les ménages dans les autres pays européens, alors que le prix augmenté de 3% en Allemagne.
Indicateur : coûts d’énergie des ménages allemands
L’indicateur mesure la part des coûts de l’énergie (électricité, gaz, mazout, carburants et autres combustibles) dans le panier de consommation en se basant sur l’indice des prix à la consommation. L’objectif est considéré comme atteint si une part de 7,8% n’est pas dépassée.
La part des coûts de l’énergie des ménages dans le panier de consommation s’est élevée à 9,5% dans la période entre juillet 2023 et juin 2024.
Indicateur : chaleur et froid produits à partir d’énergies renouvelables
Le développement des énergies renouvelables dans la consommation d’énergie finale du secteur de chaleur et de froid a été peu dynamique ces dernières années. Leur part à la consommation finale atteint 18,8% en 2023, soit une augmentation de 1,4% par rapport à 2022.
Pour atteindre l’objectif d’une part de 50% d’énergies renouvelables à la production de chaleur en 2030, leur part devait augmenter d’au moins 4% par an.
La réalisation de cet objectif reste donc irréaliste.
Indicateur : électromobilité dans le secteur des transports
En avril 2024, l’Allemagne comptait au total près de 2,4 millions de véhicules électriques, mais 5,7 millions auraient été nécessaires pour rester sur la bonne trajectoire.
Il faudrait 1 million de nouvelles immatriculations de véhicules électriques par semestre pour atteindre l’objectif de 15 millions de voitures en 2030, or les nouvelles immatriculations n’ont même pas atteint les 200 000 au premier semestre 2024, le niveau le plus bas depuis trois ans.
Indicateur : coûts d’équilibrage du réseau de transport
McKinsey a fixé un objectif de 1 € par MWh /1/. Bien que les coûts d’équilibrage aient baissé de 16,60 €/ MWh à 13,20 €/MWh en raison de la baisse des prix de gros, on est toujours loin de l’objectif de 1 €/MWh.
Indicateur : développement du réseau de transport
L’objectif de développement du réseau (nouvelles lignes, renforcement des lignes existantes) est évalué par McKinsey actuellement à 11.720 km à l´horizon de 2030. Malgré l’accélération des procédures d’autorisation seuls 2.822 km ont été réalisés en 2023 alors que la valeur cible était avec 6.474 km plus du double.
Le développement des réseaux de transport reste donc loin derrière ses objectifs.
Captage et stockage du CO2 – potentiel de cette technologie en Allemagne
Le captage et le stockage du carbone (CSC) pourraient constituer une solution complémentaire de décarbonation dans le cadre de la transition énergétique. En effet, malgré l’utilisation croissante des énergies renouvelables, tous les secteurs ne peuvent pas être décarbonisés par l’électricité renouvelable, et toutes les industries ne se prêtent pas à l’utilisation d’hydrogène « vert ».
Le gouvernement allemand avait approuvé au printemps 2024 les points clés d’une stratégie de gestion du carbone /2/. Le stockage du CO2 sera autorisé sous la mer, dans la partie allemande de la mer du Nord et la mer Baltique. Bien que le stockage souterrain de CO2 reste interdit sur terre, les régions (Länder) ont toutefois la possibilité d’opter pour un stockage de CO₂ à terre. Cela pourrait devenir une option pour les régions du sud de l’Allemagne comme la Bavière et le Bade-Wurtemberg, car les trajets de transport du CO₂ jusqu’aux côtes sont longs et coûteux.
Le gouvernement prévoit de créer un cadre juridique pour la mise en place d’une infrastructure de canalisation et du stockage définitif de CO2 au large des côtes allemandes.
Il s’agit d’un virage stratégique surmontant ainsi une opposition de longue date au sein des milieux politiques contre le CSC, car selon le ministre de l’Économie et de la Protection du Climat, il serait impossible d’atteindre l’objectif de neutralité carbone d’ici 2045 sans cette technologie.
Selon McKinsey, 360 Mt CO2 pourraient être captées par an, ce qui correspond à plus de la moitié des émissions de CO2 en Allemagne. Environ 150 Mt CO2 sont imputables aux grands émetteurs, comme l’industrie chimique de base, les fours sidérurgiques et l’industrie du ciment/de la chaux, pour lesquels la CSC pourrait être intéressante à l’avenir.
Actuellement, les coûts de la CSC sont encore trop élevés pour que la technologie soit rentable pour de nombreux acteurs du marché. Cela pourrait changer avec l’augmentation des prix des certificats de CO2. Le CSC pourrait alors devenir, à côté de l’hydrogène, un des différents leviers pour atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2045, selon le cabinet Mc Kinsey.
En revanche, si jamais l’hydrogène « vert » devenait disponible à grande échelle à un coût avantageux, de nombreuses entreprises miseraient plutôt sur cette technologie, selon le cabinet McKinsey.
Si l’Allemagne avait maintenu au réseau son parc nucléaire de 2002 au lieu d’arrêter progressivement les centrales, elle aurait économisé 600 milliards d’Euros et au moins autant de CO2 qu’avec la sortie du nucléaire et le développement massif des énergies renouvelables variables, a révélé une étude de l’Université norvégienne des sciences et de la technologie à Trondheim.
Si l’Allemagne avait en plus investi dans de nouvelles centrales nucléaires elle aurait presque pu atteindre son objectif en matière d’émissions de gaz à effet de serre en réalisant une réduction de 73% des émissions en plus des résultats actuellement obtenus tout en réduisant les dépenses totales de moitié par rapport à la politique énergétique actuelle.
Les résultats, publiés en juin 2024 dans la revue « International Journal of Sustainable Energy », soulignent le caractère controversé de la politique énergétique allemande /1/.
Selon une « réponse critique » de l’institut Fraunhofer d’octobre 2024, l’analyse effectuée par l’Université norvégienne ne serait scientifiquement pas défendable /10/. Toutefois, l’analyse de l’institut Fraunhofer n’a pas fait l’objet d’une évaluation par les pairs (peer review).
Figure 1 : Centrale de Biblis au sud de Francfort, dans la Hesse; 2 réacteurs à eau pressurisée : tranche A (1200 MWe) mise en service 1974 et tranche B (1300 MWe) mise en service 1976 (source RWE Power)
En 2000, les centrales nucléaires avaient une part d’environ 30% à la production brute d’électricité de l’Allemagne, cf. figure 2. La coalition gouvernementale, composée des sociaux-démocrates (SPD) du chancelier Gerhard Schröder et du parti des Verts (Bündnis 90/Die Grünen), a saisi en 2000 le dossier de la sortie du nucléaire, actée en 2002 /2/. La convention passée entre le gouvernement et les exploitants fixait à 32 ans la durée de fonctionnement d’une centrale nucléaire, mais sans échéance définie.
La frénésie médiatique provoquée par l’accident de Fukushima a fait que le gouvernement de la chancelière Angela Merkel décide en 2011 la sortie accélérée du nucléaire d’ici fin 2022. Le gouvernement allemand a finalement arrêté ses 3 dernières centrales nucléaires mi-avril 2023 /3/.
Parallèlement à la sortie du nucléaire le gouvernement s’est efforcé de sortir des énergies fossiles afin de réduire ses émissions de gaz à effet de serre et il a investi ces dernières décennies des centaines de milliards d’Euros notamment dans le développement des énergies renouvelables variables (éolien et photovoltaïque) et les réseaux électriques.
Les informations sur les coûts de la transition énergétique allemande divergent. Jusqu’à présent, elle devrait avoir coûté bien plus de 500 milliards d’Euros pour le seul secteur électrique /4/
Le besoin de nouveaux investissements dans la transition énergétique pourrait quadrupler à l’horizon de 2030 selon une étude de l’Institut d’Économie de l’Énergie de l’Université de Cologne (EWI) /5/.
Et si le gouvernement allemand n’avait pas abandonné les centrales nucléaires existantes et éventuellement investi dans de nouvelles capacités nucléaires ?
Ce scenario a été étudié par Jan Emblemsvåg de l’Université norvégienne des sciences et de la technologie à Trondheim. Les résultats, publiés dans la revue « International Journal of Sustainable Energy » /1/, soulignent le caractère controversé de la politique énergétique allemande.
Le résultat de l’étude est remarquable : si l’Allemagne avait maintenu au réseau son parc nucléaire de 2002 (voir tableau 1) au lieu d’arrêter progressivement les centrales, elle aurait économisé 600 milliards d’Euros et au moins autant de CO2 qu’avec la sortie du nucléaire et le développement massif des énergies renouvelables variables.
Tableau 1 : centrales nucléaires au réseau en 2002
Si l’Allemagne avait en plus investi dans de nouvelles capacités nucléaires, elle aurait déjà presque atteint son objectif de neutralité carbone et le pays aurait tout de même économisé de l’ordre de 300 milliards d’Euros.
Pour arriver à ce résultat, l’auteur s’appuie sur des données officielles fournies par les autorités allemandes. Les coûts de la transition énergétique entre 2002 et 2022 sont estimés à 696 milliards d’Euros, dont environ 386 milliards d’Euros pour les dépenses d’investissement (CAPEX) et opérationnelles (OPEX) ainsi qu’environ 310 milliards d’Euros de subventions pour les énergies renouvelables. Malgré ces investissements importants les émissions de gaz à effet de serre ont seulement baissé d’environ 25% entre 2002 et 2022, voir aussi /6/.
Pour évaluer les coûts de l’exploitation hypothétique de 20 ans des centrales nucléaires existantes, l’auteur se base sur les coûts d’exploitation de 2002 et les extrapole aux valeurs actuelles. Les dépenses annuelles pour le nucléaire se seraient cumulées depuis à environ 91,3 milliards d’Euros. Même en tenant compte de 10 milliards d’Euros d’incertitude il est évident que le maintien de la capacité nucléaire de 2002 au réseau aurait entraîné des coûts bien moindres par rapport à la politique énergétique actuelle, selon l’auteur. Le pays aurait économisé environ 600 milliards d’Euros.
Parallèlement, le nucléaire aurait permis d’économiser un volume des émissions de gaz à effet de serre au moins similaire à celui de la politique de sortie du nucléaire et de développement massif des énergies renouvelables.
Selon l’auteur entre 2002 et 2022 les énergies renouvelables auraient produit en moyenne environ 182 TWh par an. La production nucléaire en 2002, qui était indépendante des aléas météorologiques, a été estimée à environ 186 TWh en supposant un facteur de charge de 90%.
(N.B. : selon la statistique nationale de l’Agence Fédérale de l’Environnement /7/ les énergies renouvelable ont produit entre 2002 et 2022 un volume de 3076 TWh soit environ 162 TWh/ an en moyenne. La production brute du parc nucléaire était 165 TWh en 2002, cf. figure 2. Extrapolé à 2022 cela correspond à un volume d’environ 3135 TWh. Ces chiffres ne modifient pas l’argumentation de Jan Emblemsvåg)
Figure 2 : résultats de production brute du nucléaire et pourcentage de la production d’électricité totale 1990 – 2022
Coûts d’investissement dans une nouvelle capacité nucléaire
Dans son étude, l’auteur a calculé la capacité nucléaire que l’Allemagne aurait pu développer avec les 600 milliards d’Euros qu’il aurait économisés en évitant la sortie du nucléaire et le développement massif des énergies renouvelables.
L’auteur s’est inspiré des centrales nucléaires construites à l’époque par d’autres pays industrialisés, comme la Corée du Sud et les Emirats Arabes Unis. Le développement des centrales nucléaires chinoises a également servi de référence. La décision de développer le nucléaire aurait toutefois dû être prise bien avant 2002 en Allemagne, car la durée moyenne de construction d’une centrale nucléaire est évaluée à au moins 7,5 ans.
L’augmentation de la capacité nucléaire, y compris le maintien en service du parc nucléaire déjà existant pendant 20 ans supplémentaires aurait nécessité un montant de 364 milliards d’Euros, soit 332 milliards d’Euros de moins que les coûts du tournant énergétique jusqu’à 2022.
L’Allemagne aurait déjà un approvisionnement en électricité neutre en carbone si elle avait investi dans de nouvelles centrales nucléaires, selon Emblemsvåg. Et ce, à un coût inférieur à celui de la politique énergétique actuelle.
Les coûts de stockage final des déchets radioactifs n’ont pas été pris en compte dans les calculs
Les coûts liés à l’aménagement d’un stockage final des déchets radioactifs ne sont pas compris dans les calculs. Mais les investissements sont bien inférieurs à la valeur de l’énergie restante dans les déchets radioactifs, selon l’auteur : « On estime que les déchets nucléaires américains peuvent alimenter le pays en électricité pendant 100 ans, mais la technologie n’est pas encore disponible commercialement », écrit Emblemsvåg.
Incertitude importante sur les coûts de la transition énergétique
L’auteur fait remarquer que le montant des coûts réels de la transition énergétique serait beaucoup plus incertain que celui du stockage final des déchets nucléaires : on ne sait par exemple pas exactement quelles sommes seront dépensées pour :
le développement des réseaux de transport et de distribution
le stockage de l’énergie,
la subvention de moyens pilotables nécessaires pour pallier l’intermittence,
la subvention destinée à garantir les revenus des énergies renouvelables en cas de surproduction et de prix de l’électricité négatifs
le démantèlement des éoliennes et solaires et l’élimination de leurs déchets.
Mise en garde sur les coûts de la transition énergétique par la Cour de Comptes allemande et l’Agence Internationale de l’Énergie
Des constats accablants concernant la politique énergétique allemande avaient déjà été fais dans le passé par les pouvoirs publics et par les scientifiques.
L’Agence Internationale de l’Énergie (AIE) a mis en garde en 2013 contre les prix élevés de l’énergie en Allemagne.
La Cour des Comptes Fédérale a lancé un avertissement presque chaque année au cours des dix dernières années. En 2016, elle a déclaré que le tournant énergétique n’était « pas suffisamment coordonné et insuffisamment piloté » et que les dépenses et les charges pour les citoyens et l’économie étaient disproportionnées par rapport aux maigres bénéfices /8/.
En 2021, la Cour des Comptes Fédérale constatait que le tournant énergétique « mettait en danger le site économique allemand » /4/
En 2023, elle a constaté que l’Allemagne devait investir une somme supplémentaire de plusieurs centaines de milliards dans le tournant énergétique rien que jusqu’en 2030. Mais la politique menée jusqu’à présent n’est « pas adaptée » à une mise en œuvre judicieuse de la transformation /9/.
Réponse critique de l’institut Fraunhofer
Selon une « réponse critique » de l’institut Fraunhofer d’octobre 2024, l’analyse effectuée par l’Université norvégienne ne serait scientifiquement pas défendable /10/. À noter, cette publication de l’institut Fraunhofer n’a pas fait l’objet d’une évaluation par les pairs (peer review).
Selon Fraunhofer, l’analyse de Jan Emblemsvåg de l’Université norvégienne à Trondheim se fonde sur une comparaison des dépenses pour les énergies renouvelables par rapport à un scénario hypothétique de non-sortie du nucléaire et d’un développement de nouvelles centrales nucléaires en Allemagne. Fraunhofer estime que cette analyse repose sur une erreur méthodologique fondamentale du fait que la plupart des dépenses pour les énergies renouvelables seraient comptées deux fois.
Conclusion
L’étude a tenté d’évaluer les coûts et les résultats obtenus en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre au cours des 20 dernières années. Les résultats ont été ensuite comparés à une politique alternative consistant à maintenir en activité le parc nucléaire existant en 2002 et à construire de nouvelles centrales nucléaires au lieu d’investir massivement notamment dans des énergies renouvelables variables (éolien, photovoltaïque).
De nombreux aspects ne sont pas couverts par cette analyse. Toutefois, indépendamment des incertitudes liées aux données et aux hypothèses, il n’y a aucun doute que le tournant énergétique apporte ainsi un succès bien moindre en matière de protection du climat pour des coûts bien plus élevés par rapport au « scénario nucléaire ».
La réponse de Fraunhofer montre que la dispute sur la sortie du nucléaire se poursuit. S’il y a bien une chose que de nombreux défenseurs de l’Energiewende n’aiment pas, c’est calculer les vrais coûts de la transition énergétique allemande. Un scénario alternatif, comme l’analyse de Jan Emblemsvåg, est le pire qu’ils puissent apparemment imaginer.
Références
/1/ Jan Emblemsvåg (2024) What if Germany had invested in nuclear power? A comparison between the German energy policy the last 20 years and an alternative policy of investing in nuclear power, International Journal of Sustainable Energy, 43:1, 2355642, DOI:10.1080/14786451.2024.2355642, en ligne : https://doi.org/10.1080/14786451.2024.2355642
Temps de lecture : 2 min (résumé), 30 min (article entier)
Les 10 points essentiels
La consommation énergétique en Allemagne marque un recul d’environ 8% par rapport à 2022 et atteint en 2023 un niveau historiquement bas. Les principales raisons sont le faible développement économique et les prix élevés de l’énergie ;
Les énergies fossiles (pétrole, gaz naturel, houille et lignite) continuent de représenter plus de trois quarts de la consommation énergétique ;
La production brute d´électricité recule de plus de 11% par rapport à 2022. Depuis mi-avril 2023 le nucléaire ne contribue plus à la production d’électricité en Allemagne ;
Amplifiée par la baisse générale de la production brute d’électricité, la part des énergies renouvelables dépasse – lissée sur l´année – pour la première fois la moitié de la production d’électricité ;
L’Allemagne a été en 2023 importatrice nette d’électricité pour la première fois depuis 20 ans ;
La modernisation du réseau de transport n’avance que lentement. Seuls 20,2% des 14.000 km prévus à l´horizon de 2035 ont été réalisés en 2023. Le développement des énergies renouvelables, associé à des retards dans la modernisation du réseau provoque depuis 2015 une forte augmentation des coûts d’actions correctives ayant pour but d’éviter la congestion du réseau de transport ;
L’approvisionnement en gaz naturel a été assuré en 2023 grâce à l’augmentation des livraisons en provenance d’Europe occidentale et à l’achat de GNL (Gaz Naturel Liquéfié) ;
Actualisation en 2023 de la stratégie nationale pour l’hydrogène, adoptée en 2020. Les principaux objectifs : une capacité d’électrolyse de 10 GW d’ici 2030, le déploiement des infrastructures de transport d’hydrogène et le développement d’une stratégie d’importation d’hydrogène « vert » ;
Les émissions de gaz à effet de serre ont diminué d’environ de 10%. Cependant, il ne s’agit pas d’un succès en matière de politique climatique mais plutôt du résultat de la baisse inédite de la consommation énergétique suite à l’affaiblissement de l’industrie allemandeet des prix élevés de l’énergie. Les émissions moyennes de CO2 pour la production nationale dʼ1 kWh d’électricité restent toujours à un niveau élevé ;
Le prix de gros moyen de l’électricité s’est situé en 2023 à moins de la moitié de celui de 2022 et a atteint à nouveau le niveau de 2021. En revanche, le prix d’électricité pour le consommateur résidentiel a encore augmenté en 2023. Il est supérieur au niveau d’avant crise énergétique et se situe parmi les plus élevés en Europe.
La consommation énergétique en Allemagne atteint en 2023 un niveau historiquement bas. Selon AG Energiebilanzen (AGEB 2024a) la consommation d´énergie primaire s’élève à 2982 TWh (256 Mtep) en 2023, cela correspond à une baisse de 8,1% par rapport à l´année précédente (2022 : 3243 TWh ou 279 Mtep).
La principale raison est l’impact de la crise énergétique sur l’industrie allemande. En raison des coûts élevés de l’énergie, des charges administratives importantes et de la pénurie de main-d’œuvre qualifiée, de nombreuses entreprises ont fortement réduit leur production en 2022.
Les températures légèrement plus chaudes par rapport à 2022 n’ont eu qu’un faible effet. Corrigée de l´aléa météorologique la consommation énergétique baisse de 7,4%.
Les énergies fossiles (pétrole, gaz naturel, houille et lignite) continuent de représenter plus de trois quarts de la consommation énergétique. Le pétrole reste l’énergie fossile la plus importante en 2023, suivi par le gaz naturel.
La consommation des produits pétroliers a connu une baisse de 6,8% par rapport à 2022 notamment à cause de la réduction de consommation du gazole, du fioul et des livraisons d’essence « brute » à l’industrie chimique.
La consommation de gaz naturel baisse de 2,4% en 2023, principalement due à des économies réalisées par les consommateurs.
Compte tenu de la baisse de la consommation énergétique, le gaz naturel et le pétrole ont enregistré malgré tout une légère augmentation de leur part, cf. figure 1.
Le charbon (couple lignite/houille) atteint une part totale de 17,0% de la consommation d’énergie primaire contre 19,8% en 2022, cf. figure 1
La consommation du lignite baisse de 23,4% en 2023 par rapport à 2022 notamment en raison d’un recul des livraisons vers les centrales électriques.
La consommation de la houille baisse de 18,5 % en 2023 par rapport à 2022. Alors que la baisse de la consommation dans l’industrie sidérurgique est restée relativement modérée (-1,8 %), son utilisation dans les centrales électriques a baissé d’environ un tiers.
La part du nucléaire a baissé de près de 80% en 2023, en raison de la fermeture définitive des trois dernières centrales le 15 avril 2023. Depuis, le nucléaire ne contribue plus à la production d’électricité en Allemagne. Pour plus d’informations sur le nucléaire voir aussi (Allemagne Energies 2).
Figure 1 : consommation d´énergie primaire selon AG Energiebilanzen (AGEB 2024a)
La part des énergies renouvelables à la consommation d´énergie primaire atteint 19,6% (2022 : 17,5%). Cause principale : une production d’électricité élevée des éoliennes terrestres, surtout au second semestre, grâce à une météo favorable.
La part « divers » a augmenté, principalement du fait que l’Allemagne a été importatrice nette d’électricité en 2023.
Pour une comparaison des bilans énergétiques entre l’Allemagne et la France, voir (Allemagne Energies 4).
Consommation et production d’électricité
La consommation intérieure brute d´électricité recule à 515 TWh (2022 : 545 TWh) suite aux tendances conjoncturelles au ralentissement, une hausse des prix de l´électricité et une météo légèrement plus clémente (AGEB 2024b).
Sous l’hypothèse que l’électricité produite à partir des énergies renouvelables serait entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation intérieure brute d’électricité augmente à plus de 52% contre 46% en 2022 (UBA 2024b). Conformément aux prescriptions du gouvernement fédéral, il s’agit du taux déterminant pour la réalisation des objectifs en matière d’énergies renouvelables. La baisse générale de la consommation d’électricité amplifie statistiquement l’effet de l’augmentation de la part des énergies renouvelables.
La production brute d’électricité a enregistré un recul de plus de 11% par rapport à 2022 (cf. figure 2) et s’élève à 506 TWh (2022 : 572 TWh).
Le mix électrique en 2023 a été principalement influencé par la mise hors service des trois dernières centrales nucléaires mi-avril 2023 (Allemagne Energies 2) et une baisse de production d’électricité du couple lignite/houille.
Les filières renouvelables enregistrent une hausse de production de plus de 7%. Amplifiée par la baisse générale de la production brute de 66 TWh, leur part passe – lissée sur l’année – à presque 54% (273 TWh), contre moins de 45% en 2022 (255 TWh). Toutefois, leur production en 2023 n’a pas atteint son objectif de 287 TWh fixé par la Loi sur la promotion des énergies renouvelables. Pour plus d’informations sur les énergies renouvelables, voir aussi (Allemagne Energies 3).
Environ 55% de la production brute ont été assurés par des sources décarbonées (renouvelables et nucléaire). Toutefois, les énergies fossiles continuent à contribuer pour 45% à la production brute.
Figure 2 : Production brute d’électricité (hors STEP : Stations de Transfert d’Énergie par Pompage) en 2023
Le tableau 1 ci-dessous détaille la production brute pour chaque filière en 2023 pour l´ensemble du secteur de l´électricité, y compris la production destinée aux propres besoins de l´industrie et l´autoconsommation individuelle et collective (AGEB 2024b).
Tableau 1 : production et consommation d’électricité 2022 et 2023
* production brute hors STEP : la production brute est la quantité d’électricité mesurée aux bornes des alternateurs d’une centrale, elle inclut donc la consommation d’électricité par les auxiliaires de la centrale et les transformateurs ;
** production nette hors STEP : la production nette d’électricité est celle mesurée/évaluée à la sortie d’une centrale, c’est-à-dire déduction faite de la consommation des services auxiliaires et des pertes dans les transformateurs des centrales ;
*** Consommation intérieure brute hors STEP : la production brute plus le solde des échangestransfrontaliers d’électricité.
Grâce à des conditions météorologiques favorables, notamment au deuxième semestre, l’éolien terrestre a produit environ 17% de plus par rapport à 2022.
En revanche, la production des éoliennes maritimes est en baisse par rapport à 2022. Cela s’explique notamment par le manque d’interconnexions et des travaux de maintenance sur les parcs éoliens.
Bien que le photovoltaïque ait connu en 2023 une augmentation de la puissance installée de l’ordre de 20% (cf. tableau 2), la production n’a augmenté que de 5,5% : grâce à la forte augmentation de la puissance installée en 2023, le temps moins ensoleillé après l’année record de 2022 a été donc compensé.
La production à partir de la biomasse solide, liquide et gazeuse recule légèrement par rapport à 2022. Malgré cela les sources d´énergies biogènes, en ajoutant la production des centrales à partir de déchets biogènes, ont contribué environ 18% à la production renouvelable en 2023.
La production d´hydroélectricité, qui a une importance limitée outre-Rhin, a augmenté en raison d’une pluviométrie plus importante qu’en 2022. La production hydroélectrique a ainsi pu se normaliser quelque peu.
La figure 3 montre l’évolution de la production nette des différentes filières depuis 2010 (AGEB 2024b). La production renouvelable a augmenté d’un facteur 2,6 depuis 2010. Elle a dépassé en 2018 la production du charbon (couple houille/lignite). Après une hausse en 2021 et 2022, la production du charbon a fortement diminué en 2023.
Figure 3 : évolution de la production nette des différentes filières depuis 2010
La figure 4 montre bien que la hausse célébrée de la production renouvelable ne saurait dissimuler que la production nette totale bas-carbone (énergies renouvelables et nucléaire) est en baisse depuis 2020 (AGEB 2024b).
Figure 4 : évolution de la production nette totale bas-carbone (énergies renouvelables et nucléaires)
Le bilan s´est encore s´aggravé depuis l´arrêt des trois dernières centrales nucléaires mi-avril 2023. En chiffres absolus, la production d’électricité bas-carbone est retombée à son niveau de 2015, les énergies renouvelables n’ayant pas été en mesure de compenser la perte de production des centrales nucléaires.
Parc de production
L´Allemagne exploite deux parcs de production en parallèle pour une pointe de consommation hivernale entre 80 et 83 GW.
L’augmentation de capacité du parc de production en 2023 a été tirée à la hausse notamment par la progression des filières éolienne et solaire photovoltaïque. Au 31.12.2023, la puissance installée a atteint environ 266 nets y compris les systèmes de stockage (STEP, batteries etc.), soit une augmentation de 19 GW en un an.
Les centrales thermiques à flamme disposaient d’environ 85 GW et les installations renouvelables d’environ 172 GW, cf. tableau 2 (BNetzA 2024d).
Au 15.4.2024 une capacité de production de 245 GW était activement au réseau et 12,3 GW (gaz, fioul, houille) sont maintenus en réserve stratégique ou provisoirement arrêtés. Les centrales en réserve ne peuvent injecter de l’électricité que sur demande des gestionnaires de réseau.
Tableau 2 : Puissance installée à fin 2022 et 2023 y compris les systèmes de stockage (STEP, batteries etc.)
Le gouvernement maintient actuellement son objectif de sortie de la production d´électricité à partir de la houille et du lignite d´ici 2030 dans « l´idéal ».
Pour pallier la variabilité des énergies renouvelables la capacité des centrales à gaz existantes est insuffisante pour se substituer au charbon. C’est pour cela que le gouvernement fédéral prévoit jusqu’à 30 GW de moyens pilotables bas carbone supplémentaires à l’horizon de 2035 en incluant des centrales à biomasse et des grandes batteries de stockage d’électricité (Allemagne Energies 2023b ; BT 2023a ; EWI 2023). Les investisseurs prêts à se lancer dans de tels projets n’ont pas encore été trouvés : les risques sont trop importants. Le gouvernement voulait présenter une « stratégie » pour leur financement. Mais aucune décision n’a été prise en 2023.
Relation entre puissance installée et production réalisée
La figure 5 montre pour chaque filière la relation entre la puissance au réseau et la production réalisée en 2022 (BDEW 2023a ; BDEW 2023b ; AGEB 2024b). Les énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) représentent environ 63% de la puissance nette totale au réseau.
Cependant, leur contribution à la production nette d´électricité – lissée sur l´année – s´élève à 40% seulement. Cela correspond aux facteurs de charge moyen suivants : photovoltaïque ~ 9%, éolien terrestre ~ 22% et éolien maritime ~ 32% sans toutefois apporter une contribution durable à la sécurité d´approvisionnement car la production est très variable au cours de l´année.
Figure 5 : puissance nette installée et production nette en pourcentage en 2023 (hors installations de stockage d´énergie) Le nucléaire est pris en compte au prorata temporis jusqu’au 15.04.23
A titre de comparaison, les trois dernières centrales nucléaires (puissance nette 4,055 GW) ont produit en prolongation du cycle 6,7 TWh net jusqu’au 15 avril 2023. Cela correspond à un facteur de charge moyen d’environ 66%.
Stockage d’énergie
L´Allemagne dispose fin 2023 d´une capacité de stockage totale d´environ 16,5 GW (Agora Energiewende 2024).
Les STEP (Stations de Transfert d´Énergie par Pompage) en Allemagne y compris les installations au Luxembourg et en Autriche qui injectent de l´électricité directement dans le réseau allemand ont une capacité nette totale de 9,4 GW. Leur potentiel est largement exploité.
La durée de fonctionnement à pleine charge des stations de pompage-turbinage est limitée dans le temps en fonction du niveau de remplissage lorsqu´elles sont appelées. La quantité d´énergie stockée maximale actuellement disponible des STEP connectées au réseau allemand correspond à environ 40 GWh par cycle de charge.
La capacité des batteries industrielles et domestiques s´élève à environ 7,2 GW. Outre la capacité de stockage (GW), la quantité d´électricité stockée (GWh) est un paramètre important. Il convient de faire la distinction entre la quantité de stockage théorique et la quantité réelle. En effet, de nombreux systèmes de stockage par batterie ne sont pas entièrement déchargeables en mode de fonctionnement normal. Ces données ne sont malheureusement pas suffisamment connues. La quantité de stockage des batteries est estimée en 2023 à environ 11 GWh par cycle de charge (Agora Energiewende 2024 ; ISEA und PSG RWTH Aachen University 2023).
STEP et batteries ensemble pourraient théoriquement couvrir la demande moyenne en électricité en Allemagne pendant une heure environ.
Échanges transfrontaliers d’électricité
Pour un pays donné, le solde total des échanges physiques et contractuels devrait, dans l´idéal, être le même. Il convient toutefois de noter qu´en raison de la situation centrale de l´Allemagne en Europe, une certaine partie des flux physiques transfrontaliers sont des flux de transit et des flux en boucle.
Les échanges transfrontaliers dépendent non seulement de l´offre et de la demande, mais aussi des prix de l’électricité dans les pays voisins. Les prix de gros sur le marché journalier (day-ahead) de chaque pays sont le résultat de cette interaction.
L’Allemagne a été importatrice nette d’électricité pour la première fois depuis 2002 (AGEB 2024a). Le solde des échanges s’est creusé en particulier pendant l’été.
Le régulateur allemand a souligné que le fait d’être importatrice nette d’électricité ne permet pas de conclure à un manque de capacités de production. De nombreux pays européens voisins produisent leur électricité à un prix nettement inférieur, ce qui signifie qu’il peut être plus judicieux d’importer de l’électricité non seulement en raison du manque de capacité des centrales, mais aussi pour des raisons économiques.
Néanmoins, ces données indiquent que le mix de production allemand est comparativement cher par rapport à d’autres pays européens.
Le solde de la France a été légèrement exportateur (2,4 TWh) à la frontière avec l’Allemagne et la Belgique (région Core), contrairement aux années 2021 et 2022 (RTE 2024).
Figure 6 : solde des échanges physiques d´électricité en TWh
Réseaux de Transport
Le développement des réseaux de transport et de distribution est crucial pour la transition énergétique. Les gisements de vent, dans le nord du pays, étant géographiquement distants des grands centres de consommation dans l´ouest et sud industriel, l´épine dorsale est constituée par plusieurs tracés nord – sud en courant continu afin de limiter les congestions (Allemagne Energies 1).
Les besoins en réseaux (nouvelles lignes, renforcement des lignes existantes) sont évalués à environ 14.000 km à l´horizon de 2035 dont environ 5.600 km en courant continu (BMWK 2023e). Seuls 2822 km (environ 20,2%) étaient réalisés en 2023, 1.846 km ont reçu l´autorisation de construction ou sont en construction (BNetzA 2023b).
Le plan de développement du réseau 2037/2045 dont la confirmation finale est prévue en 2024 décrit pour la première fois un réseau qui permet d’obtenir un système électrique climatiquement neutre d’ici 2037 et la neutralité carbone d’ici 2045. Ce plan à l’horizon de 2037/2045 nécessite un développement considérable de lignes électriques supplémentaires sur terre et en mer par rapport au plan actuel de 2035 (Allemagne Energies 1).
Réseaux en mer
Le gouvernement a fixé un objectif de développement des parcs éoliens en Mer du Nord et Mer Baltique d’ici 2050, pour atteindre 30 GW de puissance en service à l’horizon 2030, 40 GW d’ici 2035 et 70 GW à l’horizon de 2045. Les besoins en réseaux à l’horizon de 2030 sont évalués à environ 6400 km.
Coûts d´intervention pour éviter la congestion du réseau de transport
L’injection accrue d’électricité éolienne dans le nord du pays a provoqué un net déséquilibre géographique entre la production éolienne dans le nord et les centres de consommation du sud et de l´ouest du pays. De forts flux nord – sud d´électricité apparaissent en cas d´injection importante d´électricité éolienne dans le nord de l´Allemagne et, parallèlement, d´une forte demande d´électricité et d´une très faible injection de photovoltaïque dans le sud du pays.
En raison du développement des énergies renouvelables variables loin des centres de forte consommation, associé à des retards dans la modernisation du réseau de transport, cette situation conduit fréquemment depuis 2015 à une congestion du réseau de transport et entraîne une flambée des coûts des actions correctives (i.e. redispatching, countertrading et centrales de réserve). Ces coûts sont supportés par le consommateur par le biais du tarif d´utilisation du réseau.
Figure 7 : évolution des coûts de stabilisation du réseau de transport
Un record a été enregistré en 2022, soit plus de 4,2 Mds€ et deux fois plus qu’en 2021. Pour plus d’informations, cf. (Allemagne Energies 2023a).
Pour 2023, selon l’estimation du régulateur (BNetzA 2023c), le volume total des actions correctives s’élève à environ 34 TWh, soit presque 5% de plus par rapport à 2022. Malgré cela les coûts totaux de stabilisation du réseau de transport ont baissé à environ 3,1 Mds€ en 2023, principalement en raison de la baisse du prix de gros.
Les éoliennes maritimes et terrestres ont été la source de production la plus écrêtée en 2023. Les couts totaux de redispatching de la production renouvelable s’élèvent à environ 600 M€.
Deux des trois centrales nucléaires arrêtées mi-avril 2023 se situent en Allemagne du sud. A cela se rajoutera à terme la fermeture programmée des centrales à houille dans le centre et le sud. Le manque de moyens pilotables dans le sud de l´Allemagne risque donc d´accroitre encore le volume des actions correctives à l´avenir.
Pour améliorer l’équilibrage du réseau en situation dégradée, l’Agence Fédérale des Réseaux (BNetzA 2017) a décidé la mise en service de turbines à combustion (4 sites dans le sud du pays d’une puissance totale de 1200 MW).
Prix de l’électricité
Evolution des prix sur le marché de gros de l’électricité
Suite à la crise énergétique en 2022, née de la guerre en Ukraine, le niveau des prix de gros de l´électricité en Allemagne avait plus que doublé par rapport à 2021, alors que les prix avaient déjà triplé en 2021 par rapport à 2020.
En 2023 le prix de gros moyen d’électricité s’est élevé à 95,18 €/MWh (BNetzA 2024a). Il représentait ainsi moins de la moitié de la valeur de 2022 (235,45 €/MWh) et a chuté au niveau de 2021, cf. figure 8.
La tension sur le prix de gros de l’électricité s’est résorbée en 2023 sous l’effet de deux dynamiques : d’une part le prix du gaz a sensiblement baissé avec la diversification des approvisionnements (voir figure 10) et d’autre part la réduction de la consommation d’électricité résultant des prix élevés.
Le prix reste toutefois largement supérieur à la moyenne des dix dernières années. Le remplacement du gaz russe, moins onéreux, par le GNL (Gaz Naturel Liquéfié), conduira vraisemblablement à un maintien des prix à des niveaux plus élevés que ceux observés avant la crise énergétique.
La figure 8 montre les moyennes annuelles de 2019 à 2023 des prix journaliers (dit « day-ahead ») sur le marché de gros pour la zone Allemagne/Luxembourg (BNetzA 2024a).
Figure 8 : moyennes annuelles de 2019 à 2023 des prix journaliers sur le marché de gros de l´électricité pour la zone Allemagne/Luxembourg
Le tableau 3 montre, pour la période de 2019 à 2023, les prix de gros extrêmes pour la zone Allemagne/Luxembourg.
Tableau 3 : Moyennes annuelles des prix de gros de l´électricité pour la zone Allemagne/Luxembourg
En 2023, le prix de gros le plus élevé de l´année a été enregistré le lundi 11 septembre entre 19h et 20h avec 524,27 €/MWh. Dans cette plage horaire, la forte consommation d´électricité a coïncidé avec une faible production des énergies renouvelables variables, rendant nécessaire une production conventionnelle accrue.
Le prix de gros le plus bas a été enregistré le dimanche 2 juillet 2023 entre 14h et 15h. Dans cette plage horaire, la production renouvelable a été supérieure à la consommation. Le prix de gros est tombé à – 500 €/MWh, soit à la valeur la plus basse autorisée par epexspot (EPEX SPOT 2023).
Bien que le niveau de prix sur le marché spot ait diminué en 2023, le prix d’électricité pour le consommateur reste supérieur au niveau d’avant crise énergétique et se situe parmi les plus élevés en Europe (Allemagne Energies 4).
Episodes de prix négatifs au marché journalier
Depuis plusieurs années le marché de gros en Allemagne est confronté à des épisodes de prix négatifs. Dans ces situations, les vendeurs payent les acheteurs, ce qui constitue une situation de marché singulière. Ces situations apparaissent en particulier en cas de forte production d´électricité d´origine renouvelable mais de faible demande, situations au cours desquelles certains moyens de production conventionnelle ne peuvent pas fonctionner en deçà d´un minimum technique.
En 2019 et 2020, l´augmentation des épisodes à prix négatifs a été un sujet majeur. En 2020 le nombre de pas horaires à prix négatif a battu un record avec 298.
Depuis 2021, le nombre de pas horaires à prix négatif a diminué en raison d´une flexibilité croissante du système électrique allemand et de la forte augmentation des prix de gros de l´électricité. Mais en 2023 une forte hausse du nombre de pas horaires à prix négatif a été observée à nouveau et le record de 2020 a été battu.
Figure 9 : pas horaires à prix négatif par trimestre sur le marché journalier entre 2019 et 2023 (BNetzA 2024a)
Alors que les exploitants d’une centrale conventionnelle doivent prendre à leur charge les frais des prix négatifs, la situation des producteurs d´énergies renouvelables dépend de la taille et de la date de mise en service des installations.
Dans le cadre de l´avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables, entré en vigueur début 2021 (EEG 2021), la suspension de la rémunération des nouvelles installations d´énergies renouvelables > 500 kW (exception faite des éoliennes pilotes) intervient si le prix de gros affiche une valeur négative pendant au moins quatre heures sans interruption. Il s´agit d´un durcissement de la réglementation de 2017 qui reste toutefois en vigueur pour les installations mises en service avant 2021.
La loi EEG 2023 prévoit, dès 2024, une suspension de la rémunération pour des installations ≥ 400 kW à partir de 3 heures de prix négatifs sans interruption. A partir de 2027, les heures de prix négatifs ne seront en règle générale plus remboursées, hors petites installations < 400 kW et éoliennes pilotes.
Au total, 260 des 301 pas horaires à prix négatif sont tombés sous la « règle de 4 heures » en 2023, c’est-à-dire aucune rémunération n’a été versée et les exploitants des installations d’énergies renouvelables ont dû prendre à charge les frais des prix négatifs pour l’injection de leur électricité au réseau (FFE 2024).
Prix de l’électricité pour les clients résidentiels
Malgré la baisse du prix sur le marché de gros en 2023, le prix de l’électricité pour les clients résidentiels a augmenté de 25% par rapport à 2022 (BNetzA 2024c). Il est supérieur d’environ 40% par rapport au niveau d’avant crise énergétique et se situe parmi les plus élevés en Europe (Allemagne Energies 4).
Les composants de prix réglementés par l’Etat (taxes, redevances et tarif d’utilisation des réseaux) représentent presque la moitié, même après la suppression de la charge de soutien des énergies renouvelables en 2022.
Figure 10 : évolution et décomposition des prix de l’électricité pour les clients résidentiels
Approvisionnement en gaz naturel
Selon les premières données (BNetzA 2024b), la consommation de gaz naturel a diminué de 4,3% en 2023 pour atteindre 810 TWh, soit le niveau le plus bas depuis la première moitié des années 90, cf. tableau 4.
Tableau 4 : Approvisionnement en gaz naturel en Allemagne en 2022 et 2023
La consommation des clients résidentiels, de l’artisanat et du secteur tertiaires représente environ 41% et celle de l’industrie 59% en 2023.
L‘Allemagne est fortement dépendante des importations. Elle dispose seulement d’un petit nombre de gisements nationaux de gaz naturel qui ont fourni 37 TWh en 2023 (2022 : 44 TWh). A cela s’ajoute l’injection de biogaz dans le réseau.
De ce fait, l’industrie gazière a été fortement marquée par les conséquences de la crise énergétique, née de la guerre en Ukraine. Cela a provoqué une importante modification dans l’origine des importations. Alors que jusqu’à 2022 plus de 60% du gaz naturel consommé en Allemagne provenaient encore de la Russie, ces importations ont fortement diminué courant 2022 (BNetzA 2023d).
Depuis septembre 2022, l’Allemagne n’importe plus de gaz naturel de la Russie. Ces livraisons ont été compensées par une augmentation des importations notamment en provenance de Norvège, des Pays-Bas et de la Belgique, cf. figure 11.
Figure 11 : Importations annuelles et origine des importations du gaz naturel consommé en Allemagne
En outre, l’infrastructure gazière a été complétée par des terminaux méthaniers destinés à accueillir le gaz naturel liquéfié (GNL). En décembre 2023, trois terminaux étaient en service, trois autres sont en projet.
Au total, 69,7 TWh ont été importés en 2023 via les terminaux méthaniers en Allemagne. Cela correspond à une part de 7,2% des importations totales de gaz naturel.
Parmi les 6 pays d’origine du GNL, les États-Unis dominaient avec une part de 84 %. Les 5 autres pays, à savoir la Norvège, l’Angola, l’Égypte, les Émirats Arabes Unis et Trinité-et-Tobago, représentaient chacun entre 1 et 5 % (BDEW 2023a).
Bien que l’approvisionnement en gaz naturel ait été assuré en 2023, la situation de l’approvisionnement reste soumise à des risques (facteurs de risque : hiver froid, défaillance des importations norvégiennes ou d’une partie des importations de GNL).
Economie de l’hydrogène en 2023
L’hydrogène fait l’objet d’une attention croissante ces dernières années. Conscient de l’importance de l’hydrogène, le gouvernement allemand avait adopté en 2020 la « Stratégie nationale pour l’hydrogène ». L’objectif était de faire de l’hydrogène une technologie clé dans le cadre de la transition énergétique en particulier dans les industries qui ne peuvent pas utiliser directement l´électricité.
La stratégie nationale a été actualisée en 2023 dans le but de mettre à disposition suffisamment d’hydrogène « vert » et ses dérivés à l’horizon de 2030 (Allemagne Energies 1 ; BMWK 2023a). Les principaux objectifs : une capacité d’électrolyse de 10 GW d’ici 2030, le déploiement des infrastructures de transport d’hydrogène et le développement d’une stratégie d’importation d’hydrogène « vert ».
Jusqu’à présent, l’hydrogène « vert » ne joue pratiquement aucun rôle en Allemagne. La majeure partie des environ 57 TWh d’hydrogène actuellement produits provient de sources fossiles, principalement par le reformage du gaz naturel à la vapeur d’eau et la gazéification à partir de charbon. En outre, de l’hydrogène est généré comme sous-produit dans l’industrie chimique (actuellement 9,4% de la production totale).
Pour l’année 2030, la demande totale en hydrogène et ses dérivés est estimée à 95 – 130 TWh. Le gouvernement met particulièrement l’accent sur le développement de la capacité d’électrolyse nationale.
La capacité d’électrolyse en Allemagne s’élève actuellement à environ 110 MW, selon les estimations de la Fédération des Industries de l’Énergie et de l´Eau (BDEW 2023a). Il est prévu de mettre en place au moins 10 GW d´électrolyseurs d´ici 2030 pour la production d’hydrogène « vert ». Près de 20 % de la capacité visée de 10 GW seraient déjà en construction ou en projet, avec l’objectif d’une mise en service d’ici 2030. La production nationale de l’hydrogène « vert » pourrait se situer entre 22 et 28 TWh en 2030.
Actuellement, l’importation ou l’exportation d’hydrogène vers et depuis l’Allemagne est quasiment inexistante, notamment en raison du manque d’infrastructures nécessaires à cet effet – par exemple des canalisations ou des terminaux d’importation. Le gouvernement prévoit la mise en place d´ici 2032 d’un premier réseau d´hydrogène d’une longueur d’environ 9.700 km. Environ 60% du réseau consisteraient en canalisations reconverties et 40% de canalisations nouvellement construites (Allemagne Energies 1 ; BMWK 2023c).
L’hydrogène n’est pas une source d’énergie mais un vecteur énergétique, il doit être créé. Le processus de production d´hydrogène « vert » est électro-intensif et les pertes de transformation par électrolyse sont élevées. La production nationale étant insuffisante pour couvrir la demande en 2030, il est également prévu de mettre en place une stratégie d’importation d’hydrogène « vert ».
La question de savoir sur quelles quantités d’hydrogène « vert » les parties prenantes (producteurs, fournisseurs et acheteurs) peuvent compter et à quel prix il sera négocié à l´avenir est d´une importance fondamentale pour évaluer son rôle dans le futur mix énergétique. Selon les études actuelles, l’hydrogène serait en 2030 encore 3 à 5 fois plus cher que le gaz naturel en Allemagne (EWI 2023).
Émissions de gaz à effet de serre
Le gouvernement allemand prévoit une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 65% d’ici 2030 par rapport à 1990 (Allemagne Energies 1). Fin 2023 la réduction atteint 46% par rapport à 1990.
Selon les premières estimations de l’Agence Fédérale de l’Environnement (UBA 2024c), les émissions de gaz à effet de serre ont diminué en 2023 d’environ 10% à 674 Mt CO2éq soit une réduction de l’ordre de 76 Mt CO2éq par rapport à 2022, cf. figure 12. Cependant, il ne s’agit pas d’un succès en matière de politique climatique mais plutôt du résultat de la baisse inédite de la consommation énergétique suite à l’affaiblissement de l’industrie allemande et des prix élevés de l’énergie.
Le secteur de l’énergie atteint 205 Mt CO2éq en 2023, soit une réduction d’environ 20% (52 Mt CO2éq) par rapport à l’année précédente, en raison d’une baisse de l’utilisation de combustibles fossiles pour la production d’électricité et de chaleur.
Dans le secteur de l’industrie, les émissions ont diminué pour la deuxième année consécutive, pour atteindre environ 155 Mt CO2éq, soit une baisse de près de 13 Mt ou de presque 8% par rapport à l’année précédente. La baisse des émissions est déterminée par la diminution de l’utilisation des combustibles fossiles, en particulier du gaz naturel et du charbon. Les principales raisons sont l’évolution conjoncturelle négative et l’augmentation des coûts de fabrication, qui ont entraîné une baisse de la production.
Dans le secteur du bâtiment, une réduction des émissions de 7,5% (8,3 Mt) a pu être obtenue pour atteindre environ 102 Mt CO2éq. Malgré cette réduction, le secteur du bâtiment manque son objectif 2023 (cf. Loi de Protection du Climat) d’environ 1,2 Mt CO2éq. Les raisons de la baisse des émissions sont les économies d’énergie dues aux conditions climatiques douces en hiver 2023 et la hausse des prix à la consommation. L’installation de pompes à chaleur a également eu un effet positif sur l’évolution des émissions dans ce secteur. En revanche les chauffages fossiles se sont vendus environ 2,5 fois plus que les systèmes de chauffage climatiquement neutre.
Le secteur des transports a émis environ 146 Mt CO2éq, soit une baisse de 1,2% par rapport à l’année précédente. Malgré cela, le secteur dépasse de 13 Mt CO2éq son objectif 2023 (cf. Loi de Protection du Climat). La raison principale est la lenteur de l’électrification du secteur. Les voitures électriques représentent à peine 20% des nouvelles immatriculations, comme c’était déjà le cas en 2022. Pour atteindre l’objectif de 15 millions de voitures électriques en 2030, leur part aux nouvelles immatriculations devrait passer à 90% dans les prochaines années.
Figure 12 : évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an (hors secteur des terres et forêts – UTCATF) et objectif 2030 (UBA 2024a ; UBA 2024c)
Dans le secteur de l’électricité (part du secteur de l’énergie), la reprise économique après la crise sanitaire en 2020, combinée à une baisse de la production éolienne due aux conditions météorologiques défavorables, a entraîné en 2021 un recours accru à la production d’électricité à base de charbon, cf. figure 13.
Cet effet s’est encore accéléré en 2022, en raison de la crise du gaz née de la guerre en Ukraine, mais aussi de la réduction de production nucléaire française, laquelle a entraîné une augmentation des exportations d’électricité vers la France.
En 2023, outre ces effets déjà mentionnés, l’Allemagne a été importatrice nette d’électricité pour la première fois depuis 2002 (voir plus haut) et la reprise économique a continué à faire du surplace. Cela a un effet réducteur sur les émissions de CO2. Toutefois cette baisse sous le niveau de 2019 ne peut pas être considérée comme durable.
Les émissions pour la production d’électricité représentent en 2023 autour de 26% des émissions totales en Allemagne (UBA 2024d) contre environ 5% en France (RTE 2024).
En raison de la baisse de production d’électricité (notamment à base de lignite/houille) ainsi que de l’augmentation de la part des énergies renouvelables et du surplus d’importation d’électricité dont les émissions de CO2 ne peuvent pas être attribuées à la production d’électricité nationale (cf. tableau 1 et figure 6), les émissions moyennes de CO2 pour la production nationale d’électricité dʼ1 kWh (intensité carbone) ont légèrement baissé pour s’établir à environ 380 g CO2/kWh en 2023 (2022 : 429 g CO2/kWh), cf. figure 13.
Figure 13 : Émissions de CO2 de la production d’électricité
Malgré le développement massif des énergies renouvelables, l’intensité carbone de la production d’électricité est toujours élevée et largement supérieure au niveau européen : 0,26 kg CO2/kWh en 2021 selon (MTE 2023). Bien que très variable en termes de production d’électricité et de CO2 par heure, la moyenne allemande est environ 7 fois supérieure à la moyenne française.
Révision de la Loi sur la Protection du Climat
La loi en vigueur depuis 2021 avait fixé des objectifs annuels en matière d´émissions de gaz à effet de serre pour chaque secteur entre 2020 et 2030. L’objectif est de réduire les émissions de gaz à effet de serre de 65% d’ici 2030 par rapport à 1990. Si les objectifs ne sont pas atteints dans certains secteurs, les ministères compétents doivent présenter des mesures immédiates pour y remédier.
En juin 2023 le gouvernement a adopté une révision de la Loi sur la Protection du Climat (BReg 2023a). Les objectifs sectoriels ont été supprimés et remplacés par le bilan global couvrant tous les secteurs. Cela signifie qu’il sera possible de compenser entre les secteurs. Si, par exemple, le secteur des transports n’atteint pas ses objectifs, cela peut être compensé par d’autres secteurs ayant dépassé leurs objectifs. L’essentiel est que l’objectif global de réduction annuelle des émissions de gaz à effet de serre soit atteint.
La révision de la loi est critiquée par des associations de protection du climat craignant une érosion des objectifs climatiques de l’Allemagne. Le parlement a finalement donné son feu vert en avril 2024.
En lien avec la révision de la Loi sur la Protection du Climat, un programme de protection du climat (Klimaschutzprogramm 2023) a été adopté par le gouvernement en octobre 2023 (BMWK 2023b) pour se rapprocher de l’objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre. Ce programme regroupe de nombreuses nouvelles mesures notamment dans les secteurs du bâtiment et des transports. En revanche, même si toutes les mesures étaient mises en œuvre de manière conséquente, les émissions ne baisseraient pas assez vite et occasionneraient un gap d’environ 200 Mt CO2éq d´ici 2030 par rapport à la Loi sur la Protection du Climat (Allemagne Energies 1).
Perspectives 2024
En tant qu’instrument de financement, le Fonds pour le Climat et la Transformation (Klima- und Transformationsfonds) apporte une contribution essentielle à la réalisation des objectifs de l’Allemagne en matière de politique énergétique et climatique. Un total environ 212 Mds€ a été prévu entre 2024 et 2027 pour promouvoir le tournant énergétique et la protection du climat (BReg 2023c). Après la suppression, le 1er juillet 2022, de la « EEG-Umlage » payée jusqu’à cette date par le consommateur, le Fonds permet entre autres de refinancer le soutien aux énergies renouvelables (Allemagne Energies 3), ainsi que le programme fédéral pour la rénovation énergétique du bâtiment. Il est principalement alimenté par les recettes tirées des systèmes d´échanges de quotas d´émission européens (ETS) et de la taxe carbone nationale (Allemagne Energies 1).
Dans le but de soutenir les entreprises lors de la pandémie de coronavirus le Fonds de Stabilisation Economique (Wirtschaftsstabilisierungsfonds) a été créé en 2020. Ce Fonds a été réorienté en 2022 afin d’atténuer les conséquences de la crise énergétique née de la guerre en Ukraine. Il a été doté d’un nouveau crédit de 200 Mds€ notamment pour financer les boucliers tarifaires pour l’électricité et le gaz dans le but d´atténuer la hausse des coûts de l´énergie et donc de soulager les clients résidentiels et les entreprises (Allemagne Energies 2022).
Suite au jugement de la Cour Constitutionnelle de Karlsruhe de novembre 2023, la réaffectation de 60 Mds€, initialement destinés à la lutte contre la pandémie de coronavirus, au Fonds Climat et Transformation est considérée comme incompatible avec la Loi Fondamentale de l’Allemagne (BVerfG 2023).
Avec le verdict de Karlsruhe, qui supprime purement et simplement une partie du budget prévu, le financement en matière d’investissements verts devient un casse tête pour 2024. Le gouvernement doit maintenant, tout en respectant l’obligation de « frein à l’endettement » inscrite dans la Constitution, faire des économies ailleurs pour trouver cette somme supplémentaire.
Etant donné que le jugement pourrait mettre en péril d’autres fonds, les boucliers tarifaires pour l’électricité et le gaz, financés par le Fonds de Stabilisation Economique, ont expiré à la fin de 2023. Initialement une prolongation a été prévue jusqu’à fin mars 2024 (BT 2023b). Dans le même contexte, la subvention de 5,5 Mds€, prévue pour la stabilisation des tarifs du réseau de transport en 2024, a été supprimée (Agora Energiewende 2024) ce qui conduit à une hausse des tarifs du réseau de transport à partir de 2024 pour les consommateurs. L’État a également décidé de mettre fin aux aides à l’achat d’une voiture électrique à partir de mi-décembre 2023.
De plus la taxe carbone nationale a été augmentée à 45 € par tonne de CO2 en 2024 ce qui renchérit pour le consommateur final les prix des produits énergétiques tels que l’essence, le gazole, le fioul et le gaz naturel (Allemagne Energies 1). Le gouvernement fédéral revient ainsi sur sa décision de 2022 de n’augmenter que modérément les prix de la tonne de CO2 à 35 € en 2024 pour atténuer les effets de la crise énergétique (BMWK 2022).
L’année 2023 a été marquée par certains progrès en matière de politique climatique, notamment dans les secteurs du bâtiment (BMWK 2023d ; Missions allemandes en France 2023) et de l’électricité.
Toutefois, le débat sur la nouvelle Loi sur les économies d’énergie dans les bâtiments a laissé des traces au sein de la population en ce qui concerne la confiance dans la mise en œuvre pratique et l’équilibre social des mesures climatiques. Le chauffage aux énergies renouvelables étant un pilier majeur de la protection du climat, le gouvernement doit donc assurer durablement le financement des mesures adoptées.
Un autre dossier brûlant est la construction de nouveaux moyens pilotables bas carbone annoncée par le gouvernement en 2023 (voir plus haut). Compte tenu du fait que ces nouvelles centrales ne fonctionneront que lors d’épisodes de production d’origine renouvelable insuffisante, leur rentabilité est loin d’être acquise. À cela s’ajoutent les incertitudes sur la disponibilité suffisante de l’hydrogène « vert » à un prix raisonnable. Pour l’instant, les investisseurs potentiels attendent que le gouvernement présente sa stratégie pour faciliter le déploiement de nouvelles centrales
Le temps presse. La stratégie pour leur financement doit être établie au plus tard au premier semestre 2024 afin de garantir la mise en place d’une capacité suffisante de moyens pilotables supplémentaires à la fin de la décennie.
ISEA und PSG RWTH Aachen University (2023) Battery charts. The development of battery storage systems in Germany: A market review. ISEA – Institut für Stromrichtertechnik und elektrische Antriebe. En ligne : https://www.battery-charts.de.
Allemagne Energies 