​Pendant des années, le gouvernement allemand a promis un mécanisme de capacité sans jamais s’engager sur un modèle précis. L’ancienne coalition a proposé plusieurs options. Les signaux politiques ont ensuite indiqué que le nouveau gouvernement privilégiait un système d’enchères centralisé, à l’instar du Royaume-Uni ou de la Belgique, plutôt que l’approche décentralisée d’adequacy de la Californie.

La semaine dernière, le gouvernement a confirmé son choix. Un document non-officiel du ministère de l’Énergie, confirmé par le ministre, révèle que l’Allemagne a obtenu l’approbation de la Commission européenne pour un calendrier concret : premières enchères centralisées en 2026, livraison de capacité à partir de 2031, et 41 GW d’achats totaux répartis sur trois vagues 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, de son côté, poussé pour des enchères technologiquement neutres.

En compromis, l’UE a désormais validé un calendrier d’enchères – certaines spécifiques au gaz, d’autres technologiquement neutres – pour combler l’écart jusqu’au lancement d’un marché de capacité complet à partir de 2032. Dans certaines 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 des enchères de transition, mais la compétitivité dépendra de facteurs de dévalorisation 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 les revenus des batteries. Mais des revenus fermes à long terme améliorent la structuration des projets et les conditions de financement – au Royaume-Uni, le marché de capacité représentait 10 % des revenus BESS en 2025, montant à 15 % au T4. Cela pourrait être un avantage crucial face aux défis de financement liés à la réforme des tarifs de réseau prévue en 2029.

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Points clés à retenir