PÉNURIE D' ÉLECTRICITÉ EN ALLEMAGNE : LE PLAN D' URGENCE DE LA « COMMISSION DE RÉGULATION DE L' ÉNERGIE » D' OUTRE-RHIN

  L’Allemagne s’apprête à franchir une ligne rouge. L’Agence Fédérale des Réseaux — Bundesnetzagentur, planche officiellement sur une « base numérique de sécurité électrique » pour l’hiver 2026/2027. Le mot est lâché : l’État se dote d’un outil de commandement centralisé pour couper ou rationner l'électricité. Derrière le jargon administratif, la réalité est glaçante : nous parlons de coupures massives et de « pénuries structurelles » pouvant durer plusieurs jours, voire plusieurs semaines.
  Le dogme du « 100 % renouvelable d'ici 2035 » se heurte violemment au principe de réalité. En sacrifiant ses énergies pilotables au profit du tout-éolien et du tout-solaire, Berlin a sciemment fragilisé son réseau. Les conséquences de cet aveuglement idéologique s'annoncent dramatiques.

• Le naufrage de l'industrie : comment une puissance économique mondiale peut-elle tourner sans courant garanti ? Le risque de délocalisation massive des fleurons industriels — chimie, automobile, métallurgie, est réel.
• Une population soumise : des semaines de pénurie électrique en plein hiver ne relèvent pas du simple désagrément. C'est le blocage des transports, la rupture des chaînes de ravitaillement, la paralysie des services de santé et la précarité énergétique généralisée pour des millions de foyers.
• Le coût financier astronomique : pour compenser ces faiblesses, le contribuable allemand va devoir financer à la fois l'ingénierie administrative de crise et des réseaux de secours hors de prix, entraînant une hausse brutale des factures d'énergie déjà record.

  En voulant imposer une transition à marche forcée sans assurer ses arrières, l'Allemagne s'enfonce dans une crise stratégique sans précédent. Le mirage vert est en train de se transformer en cauchemar industriel et social. 

 

Bonne lecture.

 

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L’Agence Fédérale des Réseaux [ Bundesnetzagentur ] prépare l’Allemagne à des coupures d’électricité de longue durée

 Par Hartmut Lauer

  L’Agence Fédérale des Réseaux se prépare à une pénurie d’électricité pouvant durer « de plusieurs jours à plusieurs semaines ». Inspirée par la « base de sécurité gaz » mise en place dans l’urgence en 2022, la « base numérique de sécurité électrique », vise à créer une structure de commandement centralisée destinée à réduire la consommation d’électricité en cas de crise. Avec cet outil, l’État réagit au risque de « pénuries structurelles » et de longues coupures d’électricité. Le régulateur vise à mettre en place une première version opérationnelle dès l’hiver 2026/2027. 
  Le talon d’Achille de la transition énergétique allemande apparaît ainsi au grand jour. L’objectif politique du gouvernement allemand de vouloir assurer presque 100% des besoins en électricité à partir des énergies renouvelables — notamment éolien et photovoltaïque, d’ici 2035, en substituant en grande partie la production à partir des moyens pilotables, se révèle chaque jour plus difficile à réaliser. 
  Les perspectives en matière de sécurité d’approvisionnement en Allemagne sont plutôt sombres.

 

 

 

 Figure 1 : maquette d’une centrale à cycle combiné gaz « prête pour l’hydrogène » /Source RWE

 
Introduction

  À l’heure actuelle, l’Agence Fédérale des Réseaux continue de considérer comme très improbable la possibilité de perturbations à grande échelle de l’approvisionnement en électricité en Allemagne. 
  Les responsables politiques soulignent généralement le niveau particulièrement élevé de sécurité d’approvisionnement. L’Allemagne occupe une position de leader au niveau international concernant l’indicateur « SAIDI » — System Average Interruption Duration Index, qui rapporte chaque année toutes les coupures de courant survenues sur les réseaux et ayant duré plus de trois minutes. La durée moyenne d’interruption de service par client s’élevait à 11,7 minutes en 2024 — BNetzA 2025. 
  Le régulateur souligne toutefois que l’indice « SAIDI » ne fournit aucune indication quant aux risques de coupures d’approvisionnement à venir.

 

La sécurité d’approvisionnement en électricité diminuera considérablement à l’avenir

  L’Agence Fédérale des Réseaux établit tous les deux ans un rapport monitoring sur la sécurité d’approvisionnement en électricité selon le Code de l’énergie. Le dernier rapport, publié en septembre 2025, examine la période allant jusqu’en 2035. Selon ce rapport, de nouveaux moyens pilotables d’une capacité de 22,4 GW à 35,5 GW, selon le scénario retenu, seraient nécessaires d’ici 2035 — Allemagne Energies 1. 
  Les centrales à charbon, qui fournissent encore aujourd’hui des services système essentiels au fonctionnement du réseau, vont progressivement disparaître du marché dans le cadre de la sortie du charbon. Il est prévu de ramener la capacité, se situant en juin 2026 à environ 27 GW, réserve stratégique comprise, à 17 GW d’ici le 1er avril 2030. La sortie définitive de production d’électricité à partir de charbon est prévue au plus tard à la fin 2038 — Allemagne Energies 1. 
  Le « Plan d’action pour le maintien de la sécurité d’approvisionnement » publié en janvier 2026 par le gestionnaire de réseau de transport Amprion dresse un état des lieux sans fard — Amprion 2026. Le niveau de sécurité d’approvisionnement en électricité diminuera nettement au cours des prochaines années. L’indicateur LoLE — Loss of Load Expectation, fixé par le Ministère Fédéral de l’Économie et de l’Énergie à 2,77 h/an, ne pourra plus être respecté même avant 2030. 
  Pour mémoire : l’indicateur LoLE indique le nombre moyen d’heures par an pendant lesquelles la demande dépasse l’offre en électricité disponible. 
  Selon des analyses internes relatives à l’évaluation de l’adéquation des ressources européennes — ERAA 2025, environ 40 GW de capacités supplémentaires de production d’électricité seraient nécessaires d’ici 2035 pour maintenir en Allemagne l’indicateur LoLE à 2,77 h/an. 
  À titre de comparaison : la Loi — StromVKG, entrée en vigueur fin juillet 2026 et visant à améliorer la sécurité d’approvisionnement, prévoit la construction de 11 GW de moyens pilotables d’ici 2031 — Allemagne Energies 2026. Cela est loin d’être suffisant pour couvrir les besoins en production d’électricité au delà de 2030.

Base numérique de sécurité électrique – SiPlaS — Sicherheitsplattform Strom  

  Pour des mesures devant être mises en œuvre en quelques minutes en cas de problèmes imprévisibles afin d’éviter une coupure d’électricité générale, il existe déjà des procédures bien établies mises en place par les gestionnaires de réseau. 
  La « base numérique de sécurité électrique » vise à améliorer la communication et la coordination en cas de situation, prévisible plusieurs jours à l’avance, de pénurie d’électricité persistante — BReg 2026. Le régulateur vise à mettre en place une première version opérationnelle de la base numérique dès l’hiver 2026/2027. 
  Jusqu’à présent, on ne voyait pas la nécessité d’un tel instrument en Allemagne. La situation a changé dans le sillage de la crise énergétique de 2022/2023, de l’abandon du nucléaire avec la fermeture des dernières centrales nucléaires allemandes en avril 2023 ainsi que de la sortie progressive de la production électrique à partir du charbon à l’horizon de 2038. 
  Au cœur de ce nouveau concept se trouvent une base de données et une plateforme de communication à l’échelle nationale, que le gestionnaire de réseau de transport Amprion doit mettre en place et exploiter pour le compte de l’Agence Fédérale des Réseaux.

 

 

  Figure 2 : conception d’une base numérique de sécurité électrique

 

  Tous les gestionnaires de réseau électrique ainsi que tous les consommateurs d’électricité dont la consommation annuelle dépasse 8 GWh/an devront obligatoirement y être enregistrés. Ce sont notamment les entreprises électro-intensives, telles que l’industrie chimique, métallurgique, papetière ou agroalimentaire. 
  Se référant au règlement 2019/941 de l’Union Européenne sur la préparation aux risques dans le secteur de l’électricité — EUR-Lex 2019, l’Agence Fédérale des Réseaux se prépare à faire face à des « situations de pénurie d’électricité prolongées et des situations de crise » pouvant durer « de plusieurs jours à plusieurs semaines ». Lorsque de telles pénuries seront prévisibles, les entreprises concernées recevront, avec un préavis allant de 24 heures à trois jours, l’ordre de réduire leur consommation. 
  Les entreprises peuvent dans un premier temps réduire volontairement elles-mêmes leur consommation d’électricité. En cas d’urgence, les entreprises seront contraintes de réduire leur production.
  L’Agence Fédérale des Réseaux assumera alors le rôle de « répartiteur fédéral de la charge », en rationnant la consommation et en organisant l’allocation des contingents d’électricité encore disponibles.
Information tardive du public 
  Ce nouvel outil d’intervention aurait apparemment été mis en place en toute discrétion depuis 2024, mais la publication n’a eu lieu qu’en août 2026, après révélation de la presse — BReg 2026, BNetzA 2026. 
  Jusque là il n’y avait aucune information concernant des projets visant à créer une base numérique de sécurité assortie de droits d’intervention supplémentaires de l’État dans le secteur de l’électricité.
  Le régulateur n’a fourni aucune explication quant à la raison pour laquelle ce projet n’a pas été rendu public auparavant. Il semble qu’il craignait que ce projet ne suscite une « inquiétude » au sein de l’opinion publique.

Références

Allemagne Energies (1) Le tournant énergétique allemand, en ligne : https://allemagne-energies.com/tournant-energetique/

Allemagne Energies (2026) Allemagne : Bilan énergétique du premier semestre 2026, en ligne : https://allemagne-energies.com/2026/08/04/allemagne-bilan-energetique-du-premier-semestre-2026/

Amprion (2026) Massnahmenplan zum Erhalt der Versorgungssicherheit. Amprion – Gestionnaire du réseau de transport. En ligne : https://www.amprion.net/Dokumente/Publikationen/Amprion-Massnahmenplan_zur_Versorgungssicherheit.pdf.

BNetzA (2025) Ver­sor­gungs­un­ter­bre­chun­gen Strom in 2024 ge­gen­über Vor­jahr ge­sun­ken – Deut­sches Strom­netz ei­nes der zu­ver­läs­sigs­ten im eu­ro­päi­schen Ver­gleich, Communiqué de presse du 09.10.2025, Bundesnetzagentur, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2025/20251009_Saidi_Strom.html

BNetzA (2026) Strom: Krisenmanagement und -vorsorge. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/Strom/start.html.

BReg (2026) Stromausfall – Was ist ein Blackout? Fragen und Anworten – 03.08.2026. Gouvernement fédéral allemand (Bundesregierung). En ligne : https://www.bundesregierung.de/breg-de/aktuelles/stromausfall-blackout-2129818.

EUR-Lex (2019) Règlement (UE) 2019/941 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur la préparation aux risques dans le secteur de l’électricité et abrogeant la directive 2005/89/CE (Texte présentant de l’intérêt pour l’EEE.), en ligne : https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/ALL/?uri=CELEX:32019R0941 

 

 

 

 

 

 

 

 

ÉOLIENNES : UNE NOUVELLE ÉTUDE ALLEMANDE LIE LES INFRASONS ET L' INSUFFISANCE CARDIAQUE

  Une étude présentée en avril 2026 lors du 132ᵉ Congrès de la Société allemande de médecine interne — DGIM, suscite de nombreuses réactions en Allemagne. Réalisée par le professeur Christian-Friedrich Vahl et Oliver Dietz, elle s'intéresse à un sujet controversé : les effets potentiels des infrasons émis par les éoliennes sur la santé cardiovasculaire.
  Les auteurs ont comparé plusieurs communes du district de Paderborn1, dont certaines ont connu un développement très important de l'énergie éolienne, avec d'autres beaucoup moins exposées. Selon leurs analyses, les communes les plus fortement équipées en éoliennes présentent une augmentation statistiquement significative des nouveaux cas d'insuffisance cardiaque et de certains troubles du rythme cardiaque.
  S'appuyant sur ces résultats, les chercheurs estiment que les infrasons pourraient constituer un facteur de risque insuffisamment pris en compte dans les politiques de développement de l'énergie éolienne. Ils appellent notamment à renforcer les recherches, à revoir les seuils d'exposition et à mieux informer les populations vivant à proximité des parcs éoliens.
  Au-delà des résultats scientifiques présentés, cette étude relance un débat plus large sur les conséquences sanitaires de la transition énergétique. Les auteurs considèrent que les réglementations actuelles accordent une place insuffisante à la question des infrasons et plaident pour une réévaluation des distances d'implantation des éoliennes ainsi que des normes en vigueur.
  Le texte qui suit est la traduction intégrale d'un article présentant cette étude et les conclusions de ses auteurs. Il restitue fidèlement leurs analyses et leurs prises de position. Certaines de leurs affirmations font toutefois l'objet de débats au sein de la communauté scientifique et ne reflètent pas nécessairement le consensus actuel sur les effets sanitaires des éoliennes.
  À chacun de prendre connaissance des éléments présentés, d'examiner les sources citées et de se forger sa propre opinion. Celle de l'association Les vues imprenables est claire, depuis le début de la lutte — 2015 :

 ZÉRO ÉOLIENNE ET BASTA ! 

 

Bonne lecture 

 

 

1. Paderborn, ~156 000 habitants, est située dans la partie ouest de l'Allemagne, au sein du Land de Rhénanie-du-Nord-Westphalie — le Land le plus peuplé du pays, dans le District de Detmold — région de l'Est de la Westphalie-Lippe. La ville se situe à la transition entre la plaine de Westphalie et les collines du massif de l' Eggegebirge. Particularité : ~20 000 étudiants → soit environ 13% de la population totale, ce qui donne une moyenne d'âge jeune à la ville. Distance par rapport aux villes principales de la région : Bielefeld : ~45 km — au nord; Dortmund : ~100 km — au sud-ouest; Hanovre : ~120 km — au nord-est et Düsseldorf — capitale du Land : ~160 km — au sud-ouest.

   Le Mans et Paderborn ont conclu un jumelage le 3 juin 1967. 

 

 

 

 Position de Paderborn.

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Nouvelle étude : l'énergie éolienne « significativement » augmente l'insuffisance cardiaque

  L'étude est intitulée « Augmentation significative de l'incidence de l'insuffisance cardiaque et des arythmies dans les communes ayant connu un développement important de l'énergie éolienne » — Poster P-15-07, résumé n° 85384 . Les auteurs sont le professeur Christian-Friedrich Vahl, responsable du groupe de travail sur les infrasons à l'Université Johannes Gutenberg de Mayence, et Oliver Dietz. 

 

Contexte de l'étude 

  Des travaux expérimentaux antérieurs menés par l'équipe de Mayence avaient déjà mis ce phénomène en évidence sur des tissus isolés de muscle cardiaque humain : les infrasons entraînent une diminution de la contractilité et une perturbation du métabolisme intracellulaire du calcium, précisément les mécanismes qui favorisent l'insuffisance cardiaque et les troubles du rythme — arythmies. La nouvelle étude a désormais examiné si ces effets étaient également observables dans des conditions réelles.

Méthodologie – propre, rétrospective et aveugle

  Les chercheurs ont sélectionné quatre communes comparables du district de Paderborn :

• Groupe exposé — Borchen et Lichtenau : 25 550 habitants, développement massif de l'énergie éolienne — en 2024 : 533 MW, 224 éoliennes → exposition élevée aux infrasons.
• Groupe témoin — Delbrück et Hövelhof : 49 700 habitants, seulement 14 MW et 8 éoliennes → exposition négligeable aux infrasons.

  Les conditions climatiques, la direction des vents, la répartition par âge et par sexe, les paramètres socio-économiques ainsi que l'absence d'autres facteurs de risque cardiovasculaire — absence de centrale nucléaire, d'installations chimiques, de bruit aérien, etc., étaient comparables entre les deux groupes.
  Les données concernant les nouveaux cas diagnostiqués — codes CIM-10 I50 : insuffisance cardiaque, et I49 : troubles du rythme cardiaque potentiellement graves, ont été fournies par l'Association des médecins conventionnés de Westphalie-Lippe — Westphalia-Lippe Association of Statutory Health Insurance Physicians, dans le cadre de la loi sur la liberté d'information du Land de Rhénanie-du-Nord–Westphalie — NRW Freedom of Information Act. Les données ont été transmises de manière neutre et les diagnostics ont été analysés en aveugle.

 

Résultats – d'une inquiétante clarté

Dans les communes exposées, l'incidence des nouveaux cas d'insuffisance cardiaque a augmenté de manière hautement significative — p < 0,0001. À Borchen, l'augmentation annuelle moyenne observée entre 2021 et 2024 était comprise entre 21 % et 51 %, tandis qu'à Lichtenau elle variait entre 20 % et 68 %.
  En ce qui concerne les troubles graves du rythme cardiaque — code CIM-10 I49, leur incidence était également significativement plus élevée, avec un niveau de signification statistique de p < 0,0001.
  Les communes du groupe témoin ont servi de référence — 100 %, et la différence est présentée de manière très nette dans les illustrations du poster.
  La structure par âge des populations était pratiquement identique en 2024, ce qui permet d'écarter l'hypothèse d'un biais lié aux différences démographiques.

 

Conclusion des auteurs

« En prenant l'exemple de la région de Paderborn, les données montrent un risque significativement accru de survenue de nouvelles maladies cardiovasculaires dans les communes ayant connu un développement massif de l'énergie éolienne. Il convient donc de mettre immédiatement en œuvre des mesures visant à informer systématiquement la population exposée du risque d'arythmie et d'insuffisance cardiaque, afin que des prises en charge thérapeutiques appropriées puissent être instaurées sans délai. Des financements de recherche devraient être alloués à des études approfondies afin de déterminer avec précision les seuils d'exposition aux infrasons à partir desquels une information de la population est nécessaire. »

  Il ne s'agit pas de propos relevant de la « théorie du complot » circulant sur Internet, mais d'une étude épidémiologique rétrospective fondée sur des données réelles issues de l'assurance maladie, menée par l'un des chirurgiens cardiaques les plus réputés d'Allemagne et par son groupe de recherche sur les infrasons.

 

Pourquoi cette étude est-elle passée sous silence ?

  Parce qu'elle ne s'inscrit pas dans le discours dominant. La transition énergétique est souvent présentée comme une priorité incontestable. Les éoliennes sont perçues comme une énergie « verte », une « technologie d'avenir » ou encore un « moyen de lutter contre le changement climatique ». Le fait qu'elles génèrent des infrasons de basse fréquence, capables de traverser les murs, de se propager sur plusieurs kilomètres et d'endommager directement le tissu musculaire cardiaque, ne correspond pas à cette image.
  Depuis des années, des habitants vivant à proximité de parcs éoliens rapportent des troubles du sommeil, des palpitations, des vertiges et un état d'épuisement. Jusqu'à présent, ces témoignages ont souvent été attribués à de « l'hystérie » ou à un « effet nocebo ».
  Des données chiffrées sont désormais disponibles. Et elles proviennent précisément du groupe de recherche qui avait déjà mis en évidence, lors d'expériences en laboratoire, des lésions au niveau moléculaire.

 

Les conséquences pour les responsables politiques

  Il ne suffit plus d'exiger une distance minimale de 1 000 mètres entre les éoliennes et les habitations – le professeur Vahl lui-même recommandait auparavant une distance de 2 000 mètres.
  Il ne suffit plus d'écarter les préoccupations des personnes qui s'estiment victimes de la transition énergétique en se limitant à des réglementations portant sur les « effets d'ombre portée » — shadow flicker, et le « bruit », tout en ignorant les infrasons.
  Les populations vivant à proximité des installations éoliennes doivent être informées. Les valeurs limites d'exposition doivent être redéfinies, tout nouveau développement de l'énergie éolienne doit être interrompu et, si nécessaire, les éoliennes existantes doivent être démantelées.
  Au lieu de cela, le gouvernement allemand prévoit l'installation d'un nombre encore plus important d'éoliennes, au cœur des forêts, à proximité des zones résidentielles, au détriment de la santé, des paysages et du prix de l'électricité. Selon les auteurs, l'idéologie l'emporte sur la science.
  L'étude menée à Mayence constitue un signal d'alarme. Selon le texte, quiconque continue d'affirmer que l'énergie éolienne est « saine et propre » ment sciemment ou n'a pas pris connaissance des données.
 

Sources

• Poster P-15-07, téléchargeable sous le titre : « Augmentation significative de l'incidence de l'insuffisance cardiaque et des arythmies dans les communes ayant connu un développement important de l'énergie éolienne », présenté lors du 132ᵉ Congrès de la Société allemande de médecine interne — DGIM, en avril 2026, résumé — Abstract ID 85384, Centre hospitalier universitaire de Mayence – Groupe de travail sur les infrasons.
• Groupe de travail sur les infrasons de l'Université de Mayence 

  Les données complètes du poster sont publiques depuis le 14 avril 2026 et sont actuellement largement diffusées par des initiatives citoyennes ainsi que sur des plateformes telles que Gegenwind Deutschland.
  La réalité rattrape le rêve d'un monde entièrement « vert ». Les infrasons produits par les éoliennes ne sont pas un simple bruit de fond inoffensif : ils constituent, selon le texte, un danger pour la santé. Les chercheurs de Mayence l'ont démontré noir sur blanc. Il appartient désormais aux responsables politiques d'agir. Faute de quoi, ils risqueraient, littéralement, de briser encore davantage de cœurs au nom de la protection du climat.

 

Traduction initiale en français : ChatGPT. 

 

 Sur le Web.

L’ ALLEMAGNE FACE AU TOURNANT DÉCISIF DE LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE

 Où tout ce que vous avez voulu savoir sur l' Energiewende sans jamais oser le demander ! 

  La transition énergétique allemande, souvent désignée sous le nom d’« Energiewende », apparaît aujourd’hui comme l’un des projets industriels et politiques les plus ambitieux d’Europe. En cherchant simultanément à sortir du nucléaire, réduire ses émissions de carbone et transformer en profondeur son système énergétique, l’Allemagne a engagé une mutation d’une ampleur historique.

  Mais cette transformation reste profondément incertaine. Le défi n’est plus seulement environnemental : il est désormais économique, industriel et stratégique. Derrière les objectifs climatiques affichés se pose une question centrale : un grand pays industriel peut-il réussir à décarboner son économie tout en maintenant une énergie abondante, stable et compétitive ?

  Dans l’article ci-dessous, Hartmut Lauer nous propose, à la lumière des décisions passées, une réflexion sur les grands défis qui façonneront le « Wende » — tournant, énergétique et industriel de l’Allemagne.

  Bonne lecture et bonne réflexion. 

 

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  Le mot « Energiewende » est utilisé pour la première fois en 1980 dans un ouvrage de l’ Öko‑Institut appelant à un tournant énergétique sans pétrole ni nucléaire. Depuis, ce terme est devenu le symbole de la politique énergétique allemande.

  Le mot « Energiewende » a été adopté parce qu’il s’agit d’une décision radicale. Le mot « Die Wende » — le tournant, était également utilisé en 1989 pour désigner le processus de changement après la chute du mur de Berlin.

  Bien que la Loi sur les énergies renouvelables mise en place en 2000 et l’abandon du nucléaire acté en 2002 constituent des étapes importantes de la politique énergétique allemande, la transition énergétique repose essentiellement sur la feuille de route énergétique à l’horizon 2050, appelée concept énergétique « Energiekonzept », publiée par le gouvernement en 2010.

  Ce concept définissait les grandes orientations de la transition énergétique et fixait des objectifs quantitatifs notamment pour la réduction des émissions de gaz à effet de serre, le développement des énergies renouvelables et l’efficacité énergétique.

  En 2010 les centrales nucléaires pouvaient encore bénéficier d’une prolongation de fonctionnement au titre de technologie de transition. Mais quelques mois plus tard, suite à l´accident de Fukushima en mars 2011, le gouvernement a fait marche arrière et a fixé la sortie du nucléaire à 2022.

  Le tournant énergétique a été adapté au fur et à mesure et les objectifs durcis. La Loi sur la protection du climat — Klimaschutzgesetz, vise la neutralité carbone — zéro émission nette, de l’Allemagne d’ici 2045. De plus, le système électrique devrait être pratiquement neutre en carbone dès 2035.

  Après la décision de l’abandon du nucléaire, l’Allemagne avait tablé sur le gaz russe à bon marché pour sécuriser son approvisionnement énergétique. La crise énergétique, née de la guerre en Ukraine, a changé la donne. 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.

  Le gaz russe a été finalement substitué courant 2022 par des importations notamment en provenance des pays d’Europe occidentale. En outre, l’infrastructure gazière a été complétée par des terminaux méthaniers destinés à accueillir le gaz naturel liquéfié — GNL.

  Tout cela n’a pas empêché la coalition gouvernementale de persévérer dans sa politique climatique dogmatique et d’arrêter définitivement les trois dernières centrales nucléaires mi-avril 2023.

  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 le 6 mai 2025.

  La politique « énergie-climat » de la nouvelle coalition gouvernementale allemande peut être consultée ici.

  Le nouveau gouvernement mise en général sur la continuité de la politique énergétique du gouvernement sortant : 

• l’objectif de zéro émission nette d’ici 2045, 
• le développement massif des énergies renouvelables — notamment éolienne et solaire, 
• l’hydrogène « vert », 
• la sortie progressive du charbon au cours de la prochaine décennie. 

  Tout en maintenant le renoncement aux centrales à fission nucléaire, le gouvernement poursuit son objectif de construction du premier réacteur à fusion en Allemagne à partir de 2040.

  Entre 2020 et 2025, plus de 80 GW de nouvelles capacités éoliennes et photovoltaïques ont été ajoutées. En termes de puissance installée, cela correspond approximativement à 60 centrales nucléaires allemandes.

  Le gouvernement se félicite des records dans le développement de l’éolien et du photovoltaïque, toutefois leur impact sur la décarbonation de la consommation énergétique reste encore limité. C’est la consommation finale d’énergie — électricité, chaud et froid et transports, qui est déterminante, car c’est là que se joue le succès de la transition énergétique. Environ la moitié de la consommation finale d’énergie est consacrée au secteur du chaud et froid, tandis que les secteurs des transports et de l’électricité représentent chacun environ un quart. Pour atteindre la neutralité carbone en 2045, l’électrification massive des usages est indispensable.

  Alors que la part des énergies renouvelables dans la consommation brute d’électricité a augmenté de 10 points depuis 2020, leur part dans les secteurs de la chaleur et des transports progresse assez lentement. En conséquence, la part des énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie n’a augmenté que de 4,7 points au cours de la même période. 

 

 

 

La progression du parc terrestre entre 1995 et 2025.

 
  De plus, ce qui est déterminant c’est la différence entre la puissance installée et le volume d’électricité réellement produit, car les mégawatts installés ne reflètent que la puissance de pointe théorique. Ce qui compte, c’est l’électricité réellement fournie, qui doit en outre être disponible au bon moment. Le photovoltaïque est principalement  produit en été, alors que la demande est plus forte en hiver. Il en résulte donc des déficits saisonniers, et la facture s’avère particulièrement élevée pendant les heures de pointe.

  Les réseaux électriques sont devenus un goulot d’étranglement, car le développement des énergies renouvelables variables et du réseau ne progressent pas au même rythme. Selon le régulateur, les coûts des services système se sont élevés à environ 5,3 Md€ en 2024, plus du quadruple des coûts en 2014.

  Dans le nord, la production éolienne est écrêtée faute de lignes électriques, tandis que dans le sud, les centrales à gaz ou l’importation de l’électricité prennent le relais, ce qui entraîne une double charge.  L’Allemagne doit ainsi verser des indemnités pour l’écrêtement des énergies renouvelables variables et, parallèlement, pour leur substitution coûteuse, alors même que des capacités seraient disponibles. 

 

 

 

 

Installation d’une fondation de type Monopieu — ~ 1500 tonnes, en Mer du Nord /source RWE.

  De plus, le contenu moyen en émissions de la production d’électricité n’a diminué que de 5,6% entre 2020 et 2025 et reste avec environ 350 g CO2éq/kWh à un niveau élevé. Pour réduire les émissions, il faudrait remplacer les combustibles fossiles des centrales en backup par l’hydrogène. Mais la question de savoir si et quand suffisamment d’hydrogène « vert », à un prix abordable, sera disponible reste en suspens.

  En 2026, l’État fédéral dépensera près de 30 Md€ — notamment la prise en charge du soutien aux énergies renouvelables électriques, la subvention des tarifs d’utilisation des réseaux, la réduction de la taxe sur la consommation d’électricité et la réduction du prix de l’électricité pour l’industrie, pour atténuer le niveau des prix de l’électricité pour les entreprises et les ménages.

  Jusqu’en 2022, l’Allemagne était exportatrice nette d’électricité. Depuis la fermeture des centrales nucléaires en 2023, l’Allemagne est devenue un importateur net : environ 26 TWh ont été importés en 2024 et environ 19 TWh en 2025. Cela coûte aux consommateurs plus de deux milliards d’euros par an, alors même que la puissance installée des énergies renouvelables atteint des niveaux records.

  Le coût total de la transition énergétique reste flou. Le gouvernement allemand ne réalise pas ses propres prévisions des coûts. Il observe et analyse les études de coûts réalisées par des tiers sans toutefois adhérer aux résultats. Une étude commandée par la Chambre de commerce et d’industrie estime les coûts pour la poursuite de la politique énergétique actuelle allant jusqu’à 5.400 Md€ pour la période 2025 – 2049.

  Bien que tous les potentiels des renouvelables soient exploités, l’objectif est maintenant d’obtenir des coûts énergétiques durablement bas et prévisibles, compétitifs au niveau international et garantir la sécurité d’approvisionnement énergétique.

  Même si un « nouveau départ » de la transition énergétique a été annoncé, l’année 2025 restera au final surtout une année de transition politique, au cours de laquelle seules quelques initiatives législatives ont été menées à bien. Les prochaines années détermineront si le nouveau gouvernement allemand parviendra à réaliser ses objectifs en matière de réduction des gaz à effet de serre tout en gardant à l’œil la sécurité d’approvisionnement et les coûts énergétiques.

  Le tournant énergétique est un projet mammouth – probablement le plus grand programme d’investissement de l’histoire de la République Fédérale d’Allemagne. L’Europe, et la France en particulier, devraient suivre de près son avancement et les résultats obtenus.

  Ce site parle des progrès – réels – mais aussi de la complexité de ce projet de transformation socio-économique et d’investissement, vus par un Allemand ayant travaillé dans le secteur de l’électricité en Allemagne et en France.

  Les idées reçues sur la transition énergétique allemande sont légion en France. Pour les uns c’est un modèle à suivre, pour les autres c’est un véritable fiasco. Sur la base des informations référencées sur des sources officielles, les lecteurs pourront se forger une opinion éclairée sur la transition énergétique allemande et en déduire d’éventuelles pistes pour la France.

 

Sur le Web.  

OÙ EN EST LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE ALLEMANDE ? BILAN 2025 DE L' ÉOLIEN

Deux enseignements majeurs se dégagent :
1. Une puissance installée en hausse… pour une production en recul !
  Malgré l’augmentation continue de la puissance nominale, la multiplication des usines et l’implantation toujours plus dense d’éoliennes, la production effective ne suit pas. Pire : elle a reculé ! De plus, cette fuite en avant ventée ne garantit ni stabilité ni sécurité d’approvisionnement du réseau.

2. Des objectifs législatifs aux allures d’une entêtante utopie 
  La loi dite « EGG 2030 » affiche des ambitions spectaculaires, mais déconnectées des réalités techniques et économiques. Seule consolation pour les citoyens allemands, l’illusion planificatrice ne se limite pas à leur pays : la France, elle aussi, est engagée à fond sur cette trajectoire qui relève davantage du pari ou de l' ignardise politique que de la prudence énergétique.

Toutefois, une question s’impose : comment expliquer un tel décalage entre résultats concrets, discours et décisions officiels ? 

  Un début de réponse : la capacité d’influence — voire la puissance de persuasion des acteurs industriels du secteur — semble jouer un rôle déterminant. De part et d’autre des frontières, les écornifleurs de l’éolien démontrent sans nul doute un savoir-faire certain pour orienter les décisions publiques, quitte à entretenir des promesses difficilement tenables sauf, à faire chèrement payer les contribuables et les consommateurs... 

 

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Bilan 2025 de l’éolien en Allemagne

Hartmut Lauer


Résumé 
  Les bureaux d’études « Deutsche WindGuard » et « Fachagentur Wind und Solar » ont publié le bilan 2025 des éoliennes terrestres et maritimes  sur le territoire allemand /1/, /2/.

Résultats essentiels :
  La production brute des éoliennes atteint presque 134 TWh en 2025, en légère baisse par rapport à 2024 — 139 TWh, à cause d’une météo moins favorable. Les éoliennes terrestres ont produit 107,4 TWh et les éoliennes maritimes 26,5 TWh. Lissé sur l’année, l’apport des éoliennes à la production nationale brute s’élève à environ 27% sans toutefois apporter une contribution durable à la sécurité d’approvisionnement en raison de leur production variable au cours de l’année.

  Fin 2025, la puissance du parc éolien au réseau s’élève à 77,9 GW — 2023 : 72,8 GW, dont 68,2 GW d’éolien terrestre et 9,7 GW d’éolien maritime. Environ 11,1 GW d’éoliennes terrestres sont encore au réseau bien que leur droit à une rémunération au titre de la Loi sur la promotion des énergies renouvelables — EEG 2023, ait expiré.

  Concernant le parc éolien terrestre, la Loi « EEG 2023 » prévoit 84 GW au réseau fin 2026. Il faudrait donc ajouter 15,8 GW courant 2026, ce qui, du point de vue actuel, semble irréaliste. 

  Concernant le parc éolien maritime, la Loi stipule 30 GW au réseau en 2030. Il est très improbable que cet objectif soit atteint. Dans l’état actuel des choses, l’Allemagne devrait disposer au mieux de l’ordre de 20 GW au réseau d’ici 2030.

  Des informations détaillées sont présentées ICI. 

 

 

Installation d’une fondation de type Monopieu — ~ 1500 tonnes, en Mer du Nord /source RWE

ENERGIEWENDE : POURQUOI LE VENT ET LE SOLEIL « GRATUITS » COÛTENT-ILS DES MILLIARDS D' EUROS AUX ALLEMANDS ?

  L' Allemagne se prépare à mobiliser 29,5 milliards d’euros de subventions publiques en 2026 pour une mission aussi ambitieuse que modeste : éviter que le prix de l’électricité ne devienne politiquement explosif ! En six ans, l’effort budgétaire aura donc été multiplié par plus de sept ! INCROYABLE !

 

Comment se décompose ce chiffre extra-ordinaire ?

• Subventions aux frais de réseau : environ 6,5 à 10 milliards d'euros — pour éviter que les coûts de modernisation du réseau ne fassent exploser la facture;
• Financement du développement des renouvelables — ex-taxe EEG1 : désormais payé directement par le budget fédéral — environ 17 à 20 milliards d'euros;
• Baisses de taxes : réduction de la taxe sur l'électricité au minimum légal européen.

 1. La subvention EEG désigne le mécanisme allemand de soutien aux énergies renouvelables mis en place par la loi EEG – Erneuerbare-Energien-Gesetz — loi sur les énergies renouvelables. 

  

Que représente ce montant dans le budget de l' État ? 

  À titre de comparaison, les recettes de la TVA s'élèvent à environ 280-300 milliards d'euros par an. Une dépense de 29,5 milliards d'euros représente donc l'équivalent d'un point de TVA — une hausse d'un point rapporterait environ ce montant au budget de l'État. Cela illustre l'ampleur du sacrifice budgétaire.  

 

Quel coût supplémentaire par an pour chaque Allemand ?

  L'Allemagne compte environ 41 millions de ménages. Aussi, 29,5 milliards÷41 millions = ≈720 euros de dépense publique par foyer ! Même en retirant la part des subventions bénéficiant directement à l'industrie, le coût supporté par le budget de l'État — donc par le contribuable, pour juste maintenir l'équilibre du système électrique dépasse largement les 500 euros par ménage et par an. 

  Sans ces 30 milliards d'euros injectés chaque année, le prix du KWh payé par le consommateur allemand — déjà l'un des plus élevés d'Europe, autour de 38-40 cts, serait totalement insupportable socialement et économiquement. 

 

L' « effet ciseau » du financement des énergies renouvelables 

1. Le mécanisme de la subvention EEG2 — Loi sur les énergies renouvelables

• L'État garantit aux producteurs d'éolien et de solaire un prix d'achat fixe — par exemple 80 €/MWh, sur 20 ans;
• Le marché : les écornifleurs du vent ou du soleil vendent leur électricité sur le marché de gros. Si le prix du marché tombe à 30 €/MWh, l'État doit payer la différence : 50 €/MWh. 
• L'explosion mécanique : plus il y a de panneaux solaires et d'éoliennes, plus l'offre est forte, ce qui fait chuter les prix de marché — parfois même en prix négatif3. Résultat : l'écart à combler par l'État augmente alors que le volume produit augmente aussi. C'est un effet multiplicateur pour le budget public et pour le contribuable !

2. En juillet 2022, l'Allemagne a supprimé la « Taxe EEG » qui apparaissait directement sur la facture d'électricité des citoyens.  La réalité, c'est que le coût n'a pas disparu. Il est passée de « l'usager » au contribuable. Il est désormais financé par le KTF — Klima- und Transformationsfonds, un fonds spécial alimenté par le budget de l'État et les recettes du carbone. 

3. Pour comprendre simplement les prix négatifs, imaginez un marché où, au lieu de vendre un produit, vous devez payer quelqu'un pour qu'il accepte de le prendre. L'électricité a une particularité physique : elle ne se stocke pas facilement à grande échelle. Sur le réseau, la production doit être exactement égale à la consommation à chaque seconde. 

• Quand il y a énormément de vent et de soleil — forte production renouvelable, mais que les usines sont fermées ou que les gens consomment peu — le dimanche ou les jours fériés, le réseau sature.
• Pour éviter que le réseau ne « grille » à cause de ce trop-plein d'énergie et, ne débouche sur un blackout, il faut absolument que quelqu'un consomme ce surplus ou qu'un producteur s'arrête. 
• Le prix devient négatif : le marché envoie un signal désespéré. On dit aux gros industriels ou aux pays voisins : « Si vous allumez vos machines maintenant pour absorber ce courant, on vous donne de l'argent en plus de l'électricité gratuite.» 

La comparaison des émissions CO2 France vs Allemagne

  Le « modèle » allemand est un paradoxe coûteux. Championne des prix de l'électricité les plus prohibitifs d'Europe4, l'Allemagne est aussi clouée au pilori pour ses émissions de CO2. Les chiffres officiels de 2024-2025 sont clairs : malgré des investissements colossaux, Berlin reste bien plus polluante que Paris, contredisant les promesses de sa transition énergétique, voir les rapports énergétiques de 2024 et 2025 — notamment ceux de Réseau de transport d'électricité — RTE en France et de l'Institut Fraunhofer en Allemagne :

• France : l'intensité carbone est tombée à un niveau historique en 2024 avec environ 22 g CO2/kWh. C'est l'une des électricités les plus propres au monde grâce surtout au mix nucléaire-hydraulique; 
• Allemagne : malgré une part record de renouvelables — environ 60%, l'Allemagne émet encore environ 300 à 400 g CO2/kWh en moyenne.

4. Pour les ménages : l'Allemagne affiche des tarifs parmi les plus hauts d'Europe, autour de 0,38 € à 0,40 €/kWh. En comparaison, la France — malgré les hausses récentes, reste autour de 0,20 € à 0,25 €/kWh, selon les options tarifaires. 

  Pour l'industrie : l'écart est également critique : pour les PME : ~ +30% en Allemagne et pour les grandes industries : ~ +40% en Allemagne.

 

  À court terme, l’État n’a guère d’alternative : sans subventions massives, les prix exploseraient ! Mais, l'avenir ne s'annonce pas plus lumineuse, car la question devient autrement plus inconfortable : un modèle énergétique reposant sur l'argent des Allemands, des dizaines de milliards d’euros par an, peut-il rester compatible avec la soutenabilité budgétaire, la compétitivité industrielle et... l'acceptabilité des citoyens ?  

  Au problème du montant des subventions publiques, s'ajoute celui du dérèglement du marché. Ce dernier ne fonctionne plus selon les lois normales de l'offre et de la demande, mais il est devenu totalement dépendant des aides publiques. En économie, le prix sert de boussole. S'il est élevé, cela signale qu'il faut produire plus ou consommer moins. Dans le cas présent, le prix est devenu... « muet » ! Comme l'État intervient tout le temps pour corriger les prix après coup — ex post, les entreprises ne savent plus s'il est réellement rentable d'investir ou non. Puisque le prix est manipulé, il n'encourage plus les investissements stratégiques comme :

• Le pilotable : ce sont les énergies que l'on peut activer à la demande — nucléaire, gaz, hydraulique, par opposition aux énergies intermittentes — éolien, solaire. Sans un prix clair qui valorise la disponibilité, personne n'investit dans ces centrales pourtant nécessaires pour éviter les coupures.
• Les réseaux : le prix ne permet plus d'identifier ou construire les lignes électriques pour optimiser le transport de l'énergie.

  La transition ne s’ajuste plus : elle est maintenue artificiellement en vie aux frais du contribuable et du consommateur !

 

L' Allemagne pour exemple 

  « C'est leur problème », diront certains à propos de l'échec allemand. Sauf que la France s'apprête à commettre la même erreur. Championne de l'atome et du bas-carbone, la France se voit pourtant sommée par ses dirigeants de copier le modèle de son voisin. Si la PPE 35 est validée en l'état, en 2026, sur le modèle d'outre-Rhin, le choc financier pour le contribuable et l'usager sera brutal.

 

5. La PPE 3 est une feuille de route énergétique nationale qui fixe des objectifs pour réduire la consommation, accélérer la production d’énergie décarbonée — éolien, solaire, nucléaire, et structurer les investissements publics et privés jusqu’en 2035, dans le but de soutenir la transition vers la neutralité carbone d’ici 2050. Les chiffres clés : 

• Solaire photovoltaïque : objectif de capacité installée en 2035 : entre 65 GW et 90 GW. Pour comparaison, la capacité installée fin 2024 était d’environ 24,4 GW;
• Éolien terrestre : objectif de puissance installée en 2035 : ~40 à 45 GW au total. Pour information, elle était fin 2024 de ... 22,7 GW !
• Éolien en mer : objectif de puissance installée en 2035 : jusqu’à ~18 GW. Aujourd'hui, cette dernière est de... 1,5 GW !

 Source : 

 

 Car là aussi, sous couvert de « protection du consommateur » et de « compétitivité », l’État français multiplie à son tour les dispositifs de boucliers tarifaires, de compensations ex post et de transferts budgétaires. Même logique, même aveuglement : les coûts ne disparaissent pas, ils changent simplement de colonne comptable. Le résultat est implacable : un État toujours plus endetté, un contribuable toujours plus sollicité, un consommateur toujours perdant et, des écornifleurs du vent et du soleil toujours plus riches !

 

Conclusion 

  Alors que la France dispose historiquement d'un des parcs électriques les plus propres et les plus résilients au monde, une majorités de dirigeants et le lobbying des EnR, font le forcing pour que notre stratégie nationale énergétique reproduise le modèle allemand. Pourtant, derrière les discours officiels et les communiqués officiels, les chiffres de 2024 et 2025 révèlent une réalité bien plus sombre.Entre l'explosion du prix du KWh, la dépendance persistante au charbon et au GNL, et la perfusion budgétaire massive, le « modèle » outre-Rhin ressemble de plus en plus à un puits sans fond ! Est-il encore raisonnable de vouloir copier un système qui échoue à la fois sur le plan économique et sur le plan climatique ?6

 

6. L'Allemagne prévoit également de dépenser plus de 450 milliards d'euros d'ici 2045 uniquement pour adapter ses lignes électriques aux renouvelables. Pour sécuriser son système, l'Allemagne reste prisonnière des énergies fossiles : hier dépendante du gaz russe, elle l'est aujourd'hui du gaz de schiste — GNL, américain, tout en continuant de s'appuyer massivement sur le charbon.

   

« En politique une absurdité n'est pas un obstacle. »
  Napoléon Bonaparte, Napoléon I^er 

 

 

 

 Source. 

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HYDROGÈNE : VERT DANS LES DISCOURS, ROUGE POUR LES FINANCES PUBLIQUES, GRIS POUR LE CLIMAT

 Mais pourquoi donc le gouvernement d’outre-Rhin s’entête-t-il à promouvoir un hydrogène dit « vert », qui vire au gris dès qu’on y regarde de plus près, engloutit des milliards d’argent public et dépend massivement des importations pour exister ?

  Si quelqu'un à un début de réponse...

  Sur le front du climat, on pourrait aisément intervertir les législateurs français et allemands : même ferveur pour les mirages écologiques, même indifférence aux additions salées. Bah !, tant que les électeurs continueront à voter pour leurs rêveurs et à payer leurs chimères, pourquoi se priver ?

 

 

 

 Faibles taxes : le Tiers‑État vainquant l’impôt – « Hydre de Lerne ». École française, caricature anonyme, vers 1789. Musée de la Ville de Paris, Musée Carnavalet.   

 

Bonne lecture...  

 

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 La stratégie hydrogène allemande nécessite une mise à jour selon la Cour Fédérale des Comptes

 

 

 

Rapport spécial de la Cour Fédérale des Comptes « Umsetzung der Wasserstoffstrategie des Bundes », [ Mise en œuvre de la stratégie fédérale sur l’hydrogène ]. Source : Bundesrechnungshof / [ Cour fédérale des comptes ]

 

 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’hydrogène est 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.

Références 

/1/ Bundesrechnungshof (2025), Wasserstoffstrategie des Bundes auf dem Prüfstand, en ligne : https://www.bundesrechnungshof.de/SharedDocs/Kurzmeldungen/DE/2025/wasserstoff/kurzmeldung_wasserstoffstrategie.html
/2/ Gouvernement Français (2025) Stratégie nationale hydrogène (SNH II) : le Gouvernement publie sa mise à jour, Communiqué de presse du 16 avril 2025, en ligne : https://presse.economie.gouv.fr/strategie-nationale-hydrogene-snh-ii-le-gouvernement-publie-sa-mise-a-jour/
/3/ CE (2020) Une stratégie de l’hydrogène pour une Europe climatiquement neutre, Commission Européenne, en ligne : https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/PDF/?uri=CELEX:52020DC0301&rid=1
/4/ Allemagne Energie (2025), Le tournant énergétique allemand, en ligne : https://allemagne-energies.com/tournant-energetique/
/5/ BMWi (2023) National Hydrogen Strategy, update 2023, Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz, En ligne : https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/EN/Publikationen/Energie/national-hydrogen-strategy-update.pdf?__blob=publicationFile&v=2
/6/ AIE (2024), Global Hydrogen Review 2024, Revised version (October 2024), Agence internationale de l’énergie (AIE), en ligne : https://iea.blob.core.windows.net/assets/89c1e382-dc59-46ca-aa47-9f7d41531ab5/GlobalHydrogenReview2024.pdf
/7/ Hydrogeninsight (2025), ArcelorMittal cancels two green hydrogen-based steel projects in Germany, despite attracting €1.3bn of subsidies, en ligne : https://www.hydrogeninsight.com/industrial/arcelormittal-cancels-two-green-hydrogen-based-steel-projects-in-germany-despite-attracting-1-3bn-of-subsidies/2-1-1836221
/8/ RIFS (2024) Controlling Emissions in Germany’s Future Hydrogen Economy, Research Institute for Sustainability Potsdam, en ligne : https://publications.rifs-potsdam.de/rest/items/item_6003744_3/component/file_6003745/content

 

Sur le Web https://allemagne-energies.com/2025/11/01/la-strategie-hydrogene-allemande-necessite-une-mise-a-jour-selon-la-cour-federale-des-comptes/ 

 

 

 

 

QUAND L' ENERGIEWENDE S'ESSOUFFLE

  L’Allemagne demeure un pays moteur de la transition énergétique européenne, mais sa trajectoire s’essouffle, l'argent vient à manquer pour les investissements « verts » nécessaires au grand soir écologique, lire ci-devant, et la population gronde dans les campagnes !...  

« 1 200 milliards d’euros

  C’est le montant astronomique que l’Allemagne devrait engloutir dans les vingt cinq prochaines années pour ses réseaux électriques et gaziers si elle poursuit sa transition énergétique telle qu’actuellement planifiée.

  Ce chiffre est le fruit d'une méta-analyse de 10 études, harmonisant les catégories de dépenses et en recalibrant les hypothèses. Il est d’autant plus frappant que l’estimation officielle de la Bundesnetzagentur plafonnait à « seulement » 530 milliards pour les réseaux d'ici 2050. Comment expliquer un tel écart ? 

  Première différence : les estimations officielles ne prennent en compte que les investissements directs dans les câbles, transformateurs et pylônes.

  Cette étude financée par le syndicat des chambres de commerce allemandes (DIHK) additionne tout :

  - Investissements (CAPEX) : construction de réseaux, renforcement des lignes, adaptation des postes pour accueillir la marée montante d’électricité intermittente.

  - Coûts d’exploitation (OPEX) : entretien, pilotage, équilibrage des flux, réparation permanente de réseaux infiniment plus complexes que les anciens réseaux.

  Résultat : près de 40 % de la facture totale — près de 500 milliards ! — vient simplement du fait que ces nouveaux réseaux sont coûteux à faire fonctionner...

  Deuxième source d’explosion des coûts : la bureaucratie énergétique.

  Chaque réforme crée sa strate de normes, chaque directive son cortège de formulaires, chaque subvention son armée de contrôleurs..

  Cette étude chiffre déjà à 300 millions d’euros par an les coûts de conformité administrative, un poste invisible mais qui gonfle mécaniquement au fil des lois. À chaque étape, ce sont des délais supplémentaires, des cabinets de conseil, des services juridiques, des administrations régionales engorgées.

  L’autre enseignement de l’étude, c’est la temporalité. La moitié des coûts — environ 600 milliards, sera déjà dépensée d’ici 2035. Autrement dit, le gouffre financier s’ouvre dès maintenant, et non dans un avenir lointain.

  Le mythe d’une transition « bon marché » se dissout dans la réalité des bilans comptables.

  Les coûts annuels vont doubler : d’environ 120–130 Mrd €/an aujourd’hui, ils passent à près de 230 Mrd €/an en 2030–2035. Mais si les baisses de coûts technologiques sont moins rapides que prévu, la facture pourrait grimper de 20 à 30 Mrd €/an supplémentaires : barres hachurées dans graphique.

  On croyait l’Allemagne championne de la rigueur budgétaire: elle est désormais le pays avec la transition énergétique la plus ruineuse de l’histoire moderne.

  Et la vraie question n’est plus de savoir si le climat sera sauvé, mais de savoir combien d’industries survivront à ce désastre économique si soigneusement planifié...

 

 

 

 

Graphique: Besoins annuels d'investissement de la transition énergétique sur la base d'une méta-analyse de dix études. 

Source.

 

Par DOCUMENTAIRE ET VÉRITÉ, SUR X 

 

Aux jours qui viennent !  

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Le baromètre de McKinsey de septembre 2025 — Sur les 15 critères étudiés de la transition énergétique allemande, 7 empruntent la bonne trajectoire

  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 ménages allemands 
  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 ; 
• Décarboner 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. 

Références 
/1/ McKinsey (2025) Aktueller Energiewendeindex, Septembre 2025, en ligne : https://www.mckinsey.de/branchen/chemie-energie-rohstoffe/energiewende-index
/2/ McKinsey (2025) Deutschlands Wärmewende: ehrgeizige Pläne, hohe Umsetzungshürden, en ligne : https://www.mckinsey.com/de/~/media/mckinsey/locations/europe%20and%20middle%20east/deutschland/news/presse/2025/2025-09-09%20ewi%20waermewende/et_09_2025_mckinsey_ewi_wrmewende.pdf?_gl=1*o4g9gi*_gcl_au*NTYxODMzNTk3LjE3NTYyMDc5NDY. 
/3/ Allemagne Energies (2025) Allemagne : Bilan énergétique du premier semestre 2025, en ligne : https://allemagne-energies.com/2025/07/19/allemagne-bilan-energetique-du-premier-semestre-2025/
/4/ Allemagne Energies (2025) Allemagne : les chiffres clés de l’énergie en 2024, en ligne : https://allemagne-energies.com/2025/01/05/__trashed/
/5/ Allemagne Energies (2025) Le tournant énergétique allemand, en ligne : https://allemagne-energies.com/tournant-energetique/
/6/ Allemagne Energies (2025) Énergies renouvelables : de nombreux défis, en ligne : https://allemagne-energies.com/energies-renouvelables/

 

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