Le gouvernement allemand maintient sa stratégie de sortie du charbon d’ici 2030, malgré les pressions sur les prix de l’électricité. Aucune nouvelle centrale à charbon n’est en projet, bien que des capacités existantes soient maintenues en réserve pour garantir la sécurité d’approvisionnement du réseau national face à l’intermittence des énergies renouvelables.
La politique énergétique allemande face au calendrier 2030
Le gouvernement fédéral allemand, sous l’impulsion du ministère de l’Économie et de la Protection du climat dirigé par Robert Habeck, confirme que la loi sur l’abandon progressif du charbon reste en vigueur. L’objectif de décarbonation du mix électrique à l’horizon 2030 demeure la pierre angulaire de la politique climatique du pays, malgré les défis posés par la volatilité des marchés de l’énergie en Europe.
Ce calendrier s’inscrit dans le cadre de la loi sur l’accélération de la sortie du charbon, adoptée initialement en 2020 et révisée pour avancer l’échéance de 2038 à 2030. Cette accélération est un pilier de l’accord de coalition formé par le SPD, les Verts et le FDP. Pour les autorités, le maintien de cet objectif est crucial pour respecter les engagements pris dans le cadre de la loi fédérale sur la protection du climat (Klimaschutzgesetz), qui impose une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 65 % d’ici 2030 par rapport aux niveaux de 1990.
Contrairement aux spéculations sur un retour massif au charbon, les autorités allemandes insistent sur le caractère temporaire des mesures de maintien en activité des centrales. Ces unités, initialement prévues pour être démantelées, ont été placées dans une réserve de disponibilité opérationnelle. Cette mesure vise exclusivement à prévenir toute pénurie en période de faible production éolienne ou solaire, un phénomène souvent qualifié par les opérateurs de réseau de “Dunkelflaute” — une période où la production solaire et éolienne est simultanément faible.
Le rôle des réserves stratégiques sur le marché européen
La Bundesnetzagentur, l’agence fédérale des réseaux, supervise l’utilisation de ces réserves. Selon les données publiées par l’agence, l’appel à ces capacités de production thermique est strictement encadré et soumis à des conditions de tension sur le réseau électrique. En 2026, l’Allemagne continue de privilégier le développement des capacités de stockage et des interconnexions avec ses voisins européens pour stabiliser les prix.
Le mécanisme de réserve, formalisé par des décrets de sécurité énergétique, permet à l’État de solliciter des centrales qui seraient autrement mises hors service. Toutefois, ces centrales ne sont pas intégrées dans le marché quotidien de l’électricité de manière permanente. Elles sont activées uniquement lorsque les prix sur le marché de gros (EEX – European Energy Exchange) atteignent des seuils critiques, signalant une inadéquation entre l’offre et la demande. La Bundesnetzagentur veille à ce que ces activations ne déstabilisent pas les prix de marché, conformément au règlement européen 2019/943 sur le marché intérieur de l’électricité.
Le marché de l’électricité montre une sensibilité accrue aux coûts des quotas d’émission de CO2, ce qui rend l’exploitation du charbon économiquement moins compétitive par rapport au gaz naturel et aux énergies renouvelables. Les opérateurs, tels que RWE, ont réitéré leur engagement à respecter le calendrier de fermeture des sites miniers et des centrales thermiques, conformément aux accords conclus avec l’État fédéral. Dans ses rapports annuels aux investisseurs, RWE souligne que la rentabilité des actifs au charbon est directement corrélée au prix de la tonne de CO2 sur le système d’échange de quotas d’émission de l’Union européenne (EU ETS), qui reste un puissant désincitatif financier à long terme.
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L’abandon du charbon est une nécessité climatique non négociable pour atteindre nos objectifs de neutralité carbone, tout en veillant à ce que l’industrie allemande ne subisse pas de ruptures d’approvisionnement.
Robert Habeck, ministre fédéral de l’Économie et de la Protection du climat
Défis économiques et sécurité d’approvisionnement
L’équilibre entre la transition énergétique et la compétitivité industrielle reste au centre des débats au Bundestag. Si certains acteurs économiques plaident pour une prolongation de l’exploitation de certaines unités afin de réduire les coûts de l’électricité pour les entreprises électro-intensives, le ministère de l’Économie souligne que le coût des certificats d’émission rend cette option peu viable financièrement à long terme.
Le contexte structurel est marqué par la stratégie “Kraftwerksstrategie” (stratégie pour les centrales électriques) annoncée par le gouvernement. Ce plan vise à construire jusqu’à 25 gigawatts de nouvelles centrales électriques à hydrogène, capables de fonctionner au gaz naturel en phase de transition. Ces infrastructures sont essentielles pour remplacer les centrales à charbon et assurer la charge de base. Le financement de ces projets, souvent structuré via des appels d’offres publics, est conçu pour attirer les investisseurs privés tout en garantissant que les nouvelles capacités soient compatibles avec les objectifs de neutralité climatique de 2045.
La transition vers ces centrales “H2-ready” est scrutée par les régulateurs européens. La Commission européenne, via sa Direction générale de la concurrence, examine les aides d’État potentielles pour s’assurer qu’elles ne faussent pas la concurrence. Le cadre réglementaire européen exige que ces subventions favorisent l’innovation technologique sans prolonger indûment la dépendance aux énergies fossiles. Par ailleurs, la question des interconnexions reste centrale : l’Allemagne, en tant que nœud énergétique européen, doit coordonner ses flux avec la France, la Pologne et les pays scandinaves, une intégration renforcée par l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER).
La situation demeure sous surveillance étroite de la Commission européenne, qui veille à ce que les mesures de soutien au secteur de l’énergie en Allemagne respectent les règles de concurrence et les objectifs climatiques fixés par le Pacte vert européen. Toute modification substantielle du calendrier de sortie du charbon nécessiterait une révision législative majeure, qui n’est pas à l’ordre du jour à ce jour.
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