​Pendant des années, le gouvernement allemand a promis un mécanisme de capacité sans jamais s’engager sur un modèle précis. L’ancienne coalition avait envisagé plusieurs options. Les signaux politiques récents laissaient entendre que le nouveau gouvernement privilégiait un système d’enchères centralisé, à l’image du Royaume-Uni ou de la Belgique, plutôt que l’approche décentralisée de l’adéquation des ressources de la Californie.

La semaine dernière, le gouvernement a confirmé son choix. Un document du ministère de l’Énergie, validé par le ministre, révèle que l’Allemagne a obtenu l’accord de la Commission européenne pour un calendrier concret : premières enchères en 2026, livraison de capacité à partir de 2031, et un total de 41 GW répartis sur trois tranches d’enchères.

Comme dans d’autres pays européens tels que l’Espagne, le besoin d’un marché de capacité s’est renforcé ces dernières années. Le gouvernement s’est engagé à construire de nouvelles centrales à gaz pour couvrir les périodes de Dunkelflaute (faible production éolienne et solaire) alors que la sortie du charbon progresse. L’UE a plutôt encouragé des enchères technologiquement neutres.

En compromis, l’UE a désormais validé un calendrier d’enchères – certaines réservées au gaz, d’autres ouvertes à toutes les technologies – pour faire la transition jusqu’au lancement du marché de capacité pérenne à partir de 2032. Dans certaines de ces enchères, les batteries seront désormais en concurrence directe avec les centrales à gaz, les importations transfrontalières et la capacité existante. Le marché de capacité allemand pourrait devenir le plus important d’Europe cette décennie. Le stockage d’énergie pourra accéder à 31 GW sur les 41 GW prévus lors des enchères transitoires, mais la compétitivité dépendra de facteurs de dépréciation encore non définis.

Les batteries génèrent déjà des revenus marchands positifs sans contrats à long terme. Les marchés de capacité pourraient réduire les prix de pointe qui déterminent ces revenus. Mais des revenus fermes et de long terme améliorent l’effet de levier des projets et les conditions de financement – au Royaume-Uni, le marché de capacité représentait 10 % des revenus BESS en 2025, atteignant 15 % au quatrième trimestre. Cela pourrait constituer un atout majeur face aux défis de financement liés à la réforme des tarifs de réseau prévue en 2029.

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Points clés à retenir