Une compétitivité industrielle européenne durablement affectée par le coût de l’électricité : quelles leçons tirer des solutions mises en place par l’Allemagne ?

La crise énergétique de 2022 a exposé au grand jour la problématique du prix de l’électricité en Europe et, plus globalement, celle des prix de l’énergie. La compétitivité des industriels européens s’en trouve très détériorée, en particulier comparativement aux États-Unis et à la Chine. En ravivant les tensions sur les prix de l’électricité, le conflit déclenché fin février 2026 au Moyen-Orient rappelle la vulnérabilité du continent aux importations d’énergies fossiles malgré le développement des énergies renouvelables. Face à un environnement dans lequel les hausses de prix peuvent être fortes et brutales, les gouvernements européens ne disposent pas des mêmes marges de manœuvre.

Si le surcoût supporté par les industriels européens est avant tout lié au poids du gaz dans les mix électriques nationaux, nous montrerons tout d’abord qu’en Allemagne, les coûts de fonctionnement et d’entretien du réseau, ainsi que la fiscalité, y contribuent aussi significativement. Nous analyserons ensuite les solutions proposées par le gouvernement allemand dans le cadre de nouvelles mesures européennes d’encadrement des soutiens publics aux industries électro-intensives. Enfin, nos estimations nous permettront de montrer que ces mesures, si elles renforcent la compétitivité allemande vis-à-vis de certains pays européens, ne permettent pas de faire jeu égal avec les États-Unis ou la Chine. Néanmoins, les progrès de l’Allemagne dans la décarbonation et la flexibilisation de son mix électrique sont significatifs du point de vue européen. Ils devraient permettre d’inscrire la réduction des coûts de l’électricité dans une perspective de moyen terme.

Le gaz : un élément-clé du surcoût de l’électricité pour l’industrie européenne

Les prix de l’électricité appliqués aux industriels européens restent nettement supérieurs à ceux de leurs concurrents américains et chinois. En 2019, l’écart entre les prix imposés aux industries électro-intensives européennes (correspondant à la fourchette basse des prix industriels) et le prix industriel moyen américain était de 30%. En 2025, il était de près de 100% selon l’AIE (2026)^[1] après avoir culminé à 148% en moyenne entre 2022 et 2023. L’écart atteint aujourd’hui près de 50% par rapport à la concurrence chinoise^[2].

La rupture des approvisionnements en gaz russe depuis 2022 explique le surcoût du gaz, notamment parce que l’UE a dû se tourner vers le gaz naturel liquéfié^[3] (GNL), plus coûteux que le gaz acheminé par gazoduc, et qui, surtout, expose l’Europe aux conditions du marché mondial du gaz. Le développement du GNL a, en effet, exacerbé la concurrence entre les grandes zones de consommation, principalement l’Europe et l’Asie. Les cours européens et asiatiques évoluent désormais davantage de concert (Graphique 1). Toutefois, en Chine, le poids du charbon – ressource locale abondante – et un prix de l’électricité davantage administré permettent de maintenir des prix industriels plus faibles. En parallèle, les États-Unis bénéficient d’une production domestique de gaz abondante et peu coûteuse, portée par la forte hausse de la production de pétrole et de gaz de schiste depuis une décennie. Depuis 2022, l’Europe est, quant à elle, davantage exposée au coût du gaz importé (90% de sa consommation totale selon Eurostat) quand les États-Unis et la Chine bénéficient de ressources domestiques abondantes.

Le principe du “merit order” dans la fixation du prix de l’électricité en Europe

Les variations et le niveau du prix du gaz se transmettent aux prix de l’électricité européen via le mécanisme de tarification marginale « Merit order » : le prix de gros est déterminé par le coût marginal de la dernière source d’électricité appelée (la plus chère) pour satisfaire la demande.

Le gaz joue ainsi un rôle déterminant : une centrale à gaz fixe le prix dans environ 40% des cas en Europe^[4], avec de fortes différences selon les mix électriques nationaux. Il est proche de cette moyenne en Allemagne, en deçà en Espagne (26%) et en France (17%), et au-dessus en Italie (73%)^[5] en 2025^[6,7].

Les prix de l’électricité restent donc sensibles aux variations du prix du gaz, même lorsque l’électricité n’est pas produite à partir de gaz (Graphique 2). Cette transmission est particulièrement forte lorsque la demande augmente et nécessite de mobiliser des sources plus coûteuses, ou lorsque des contraintes pèsent sur l’offre (par exemple lors de vagues de chaleur extrême réduisant la production éolienne ou perturbant le refroidissement des centrales nucléaires).

Néanmoins, les conséquences de la crise énergétique de 2026 sur les prix de l’électricité sont, pour le moment, nettement moindres qu’en 2022. D’une part, le pic atteint par la référence européenne TTF en 2026 reste nettement inférieur à celui enregistré en 2022^[8]. D’autre part, la décarbonation des mix électriques européens a enregistré d’importants progrès depuis 2022, ce qui a permis d’atténuer, en moyenne, l’effet de transmission des prix du gaz à ceux de l’électricité.

Certains pays européens ont pu maintenir leur compétitivité mais l’Allemagne fait toujours exception

Les prix de l’électricité divergent en partie en raison du mix électrique des pays (Graphique 3). Les industriels électro-intensifs de ceux où la part de l’énergie carbonée est importante supportent des coûts plus élevés (la Pologne, l’Italie ou l’Irlande) (Graphique 4). À l’inverse, les pays disposant d’un mix moins carboné, notamment la France et l’Espagne sur la période récente, sont moins directement exposés à ces fluctuations et affichent des coûts plus proches de ceux observés aux États-Unis et en Chine (Graphique 5).

Le cas de l’Allemagne est paradoxal : malgré le verdissement progressif de son mix électrique, un prix de gros de l’électricité (90 EUR/MWh en moyenne sur la période 2023-2025) et un coût moyen de l’électricité (pour l’ensemble des secteurs industriels) dans la moyenne européenne, les industries les plus intensives en énergie supportent un coût supérieur au coût européen moyen (et plus encore par rapport à la concurrence internationale). Cela tient principalement au coût du réseau et à une fiscalité supérieure aux standards de l'UE (Graphique 6).

Au premier semestre 2026, pour les industries les plus électro-intensives, l’écart par rapport à la moyenne européenne était de 9% si l’on considère les prix hors taxes et redevances fournis par Eurostat. Cet écart s’explique principalement par le coût de l’accès au réseau. Si l’on y ajoute l’ensemble des taxes et des redevances, l’écart s’élève à 21% (Graphique 7)^[9].

Le cadre européen : entre programmes structurels et mesures de soutien ciblées

Les programmes européens liés à la transition bas-carbone poursuivent à la fois des objectifs climatiques (réduire les émissions de gaz à effet de serre), de souveraineté^[10] (renforcer l'autonomie énergétique) et de compétitivité (réduire la volatilité et les coûts associés aux énergies fossiles). Lancé en 2022 en réponse à la crise énergétique, le programme RePowerEU vise principalement à réduire les importations de gaz russe et, plus généralement, à accélérer la transition bas-carbone. Bien que la dépendance de l’Europe aux importations de combustibles fossiles russes ait été réduite, les progrès en matière de transition énergétique et de connectivité transfrontalière restent insuffisants. Les contraintes de gouvernance et la difficulté à mettre en œuvre concrètement le programme dans chaque État membre^[11] permettent de l’expliquer.

Le principal levier demeure les aides d’État. Face à la crise énergétique de 2021-2022, l’Union européenne a temporairement assoupli les règles relatives à ces aides afin de pouvoir soutenir les entreprises confrontées à la hausse des prix de l’énergie. Toute intervention de ce type, dès lors qu’elle est sélective et susceptible d’influer sur les échanges au sein du marché unique, doit en principe recevoir l’autorisation préalable de la Commission européenne. Depuis juin 2025, le Clean Industrial Deal State-Aid Framework (CISAF) propose un cadre plus pérenne pour ces interventions. Ce cadre, valable jusqu’à fin 2030, autorise notamment les États à accorder des aides temporaires aux entreprises électro-intensives afin de compenser le coût de l’électricité. Les aides doivent être ciblées et accompagnées d’engagements de décarbonation^[12]. Dans le contexte de la crise au Moyen-Orient, le dispositif temporaire METSAF, adopté en avril 2026, a permis (en ce qui concerne les mesures relevant du CISAF) d’accroître de 50% à 70% la part des coûts supplémentaires compensée par les États, offrant ainsi un soutien supplémentaire aux secteurs les plus exposés.

L’Allemagne continue de souffrir du manque d’investissement dans ses réseaux électriques que les aides tentent de compenser

La question du coût de l’électricité est particulièrement sensible en Allemagne, compte tenu du poids de l’industrie dans l’économie (environ 20% de la valeur ajoutée, soit un des niveaux les plus élevés en Europe) et de son exposition à la concurrence internationale. De plus, le retard dans la modernisation des infrastructures électriques (seulement 22,6% des lignes à haute tension prévues pour 2025 avaient été effectivement réalisées à cette date) entraîne une congestion entre les zones de production au nord et les centres de consommation au sud. En conséquence, les coûts d’accès aux services ont quintuplé en dix ans (passant de EUR 1 md en 2014 à EUR 5,2 mds en 2024^[13]). En parallèle, comme on l’a déjà vu, la fiscalité et les frais de réseau pèsent lourdement sur l'industrie, les prélèvements pour les gros consommateurs dépassant largement la moyenne européenne malgré certains mécanismes de soutien (comme le Bandlastprivileg, une mesure d’allègement des tarifs de réseau) pour les entreprises les plus électro-intensives. La production industrielle allemande a donc particulièrement pâti du renchérissement des prix de l’énergie au cours de ces dernières années, électricité incluse, notamment les industries électro-intensives (Graphique 8).

Pour faire face à des coûts de l’électricité supérieurs à la moyenne européenne, l’Allemagne a recours aux dispositifs de soutien européens pour réduire le coût de l’électricité des entreprises, en particulier depuis l’arrivée du gouvernement Merz en mai 2025. Le principal dispositif – l’Industriestrompreis^[14], rendu possible par le CISAF – a été approuvé par la Commission européenne pour la période 2026-2028. S’il est moins avantageux que la compensation indirecte du coût carbone (ICC) dans le prix de l'électricité^[15], son champ d’application est plus large, ce qui permet d’en faire bénéficier des entreprises qui ne sont pas éligibles à l’ICC. D’autres mesures complètent ce soutien ciblé en agissant sur les autres composantes de la facture d’électricité. La taxe sur l’électricité a ainsi été fixée au minimum européen pour les secteurs manufacturiers, tandis que la taxe sur le stockage du gaz a été supprimée. Le gouvernement subventionne également les coûts du réseau, ce qui devrait les faire diminuer de moitié.

Au total, selon nos estimations basées sur les prix de 2024, le prix final de l’électricité pour ces industries pourrait baisser d’environ un quart (à 116 EUR/MWh pour les industries à consommation comprise entre 70 et 150 GWh par an, contre une moyenne européenne de 123 EUR/MWh) (Graphique 9). L’avantage de l’Allemagne vis-à-vis des pays d’Europe centrale et orientale, où les coûts électriques sont généralement déjà plus élevés, s’accroîtrait. En revanche, même en considérant l’ensemble des aides, le prix de l’électricité demeurerait supérieur en Allemagne à celui observé en France, en Espagne ou au Portugal (et encore plus aux États-Unis et en Chine).

Notes : Les données pour les industries électro-intensives sont celles d’Eurostat. La consommation d’électricité annuelle varie entre 70 et 150 GWh. Cas n°1 : prix de l’électricité appliqué à une industrie qui bénéficie du mécanisme existant de compensation indirecte du coût carbone (ICC) et des dispositifs de soutien complémentaires. Cas n°2 : prix appliqué à des d’industries bénéficiant des nouvelles mesures de l’Industriestrompreis dans le cadre du CISAF européen, combiné aux dispositifs de soutien complémentaires.

Mesures fiscales : des marges de manœuvre limitées

Ces dispositifs européens présentent plusieurs limites. Pour le pays qui les met en œuvre, la baisse des coûts de l’électricité implique une amélioration de la compétitivité de son industrie par rapport à celle des autres pays de l’UE, mais elle ne corrige que très peu le handicap par rapport aux États-Unis et à la Chine. Il est donc peu probable que cette mesure permette de contrecarrer la perte de parts de marché observée vis-à-vis de cette dernière. Par ailleurs, les aides sont contraignantes (conditionnées à des investissements dans la transition bas-carbone) et ont un caractère transitoire. Enfin, leur coût est en partie transféré vers les finances publiques ou les consommateurs ne bénéficiant pas de ce soutien (en Allemagne, le coût des nouvelles mesures de soutien aux prix de l'énergie est estimé à EUR 14,3 mds en 2026, soit 0,3 % du PIB^[16]).

Certains industriels européens ont avancé la suppression ou la réduction de la taxe carbone comme solution pour faire baisser rapidement le prix de l’électricité. En Allemagne, cette taxe représentait 14% du prix de l’électricité au 1^er semestre 2025, soit un niveau supérieur à la moyenne de l’UE (11%). Cette proposition est toutefois déjà couverte par le mécanisme de compensation indirecte du coût carbone pour les industries électro-intensives exposées au prix des quotas carbone. En outre, si des aménagements sont en cours, notamment pour ralentir le rythme de réduction des quotas émis, une remise en cause du dispositif semble difficilement envisageable. Il s’agit d’un des piliers de la politique européenne de lutte contre le changement climatique dont l’efficacité a été démontrée par la baisse des émissions de gaz à effet de serre de l’industrie. Plus largement, l’introduction progressive d’une taxe carbone aux frontières (BCAM) devrait atténuer les distorsions de concurrence liées aux pratiques environnementales^[17].

En Allemagne et dans le reste de l’Europe, de lourds investissements augmentent la facture d’électricité à court terme

Face à la question de la transition bas-carbone et de la compétitivité industrielle, les gouvernements européens doivent concilier la décarbonation du mix électrique et une énergie disponible dont la production est suffisamment flexible (notamment à partir de ressources pilotables) pour garantir la stabilité des systèmes électriques. L’intégration d’une part croissante d’énergies renouvelables intermittentes impose des investissements massifs dans les infrastructures de transport et de stockage (batteries stationnaires).

Ces dépenses, qui alourdissent durablement les frais de réseau, réduisent la marge de manœuvre des dispositifs de soutien (en particulier publics) pour corriger les écarts de compétitivité. En Allemagne, le coût de la transition est estimé entre EUR 122 mds selon le gouvernement (2,8% du PIB) et à EUR 200 mds selon la DIHK^[18] (4,6% du PIB) d’ici 2030-2035. Si l’on retient l’hypothèse de la BCE^[19] selon laquelle les États couvriront environ 17% de ces investissements, la charge publique annuelle de la transition se situerait, en Allemagne, entre 0,5 et 0,8 point de PIB d’ici 2030. Or, cette pression budgétaire coïncide avec une triple dynamique haussière : la hausse des dépenses sociales liée au vieillissement démographique, l'augmentation nécessaire des budgets de défense pour atteindre l'objectif de 3,5% du PIB de l'OTAN d'ici 2029, et le renchérissement du service de la dette^[20].

L’Allemagne a déjà réalisé des progrès notables dans l’optimisation de l’usage des énergies renouvelables, ce qui la place en position de leader européen. Le pays produit 20% de l'électricité renouvelable (solaire et éolien) en Europe et détient 30% des capacités de stockage installées (BESS)^[21], très loin devant les autres pays européens (en 3^e position au niveau mondial). Mais cette dynamique n’a pas encore permis de réduire la dépendance de l’Allemagne au gaz. En effet, elle ne compense que partiellement la fermeture programmée des centrales à charbon et l’arrêt progressif des réacteurs nucléaires. De plus, l’intermittence du solaire et de l’éolien risque de prolonger cette dépendance à court et moyen terme. Pour assurer la flexibilité du système électrique allemand, de nouveaux investissements dans des centrales à gaz, soutenus par des aides publiques, sont programmés^[22].

Les subventions permettent de faire face à l’urgence imposée par les crises énergétiques sans restaurer la compétitivité internationale des industries électro-intensives

Face aux conséquences des crises énergétiques sur la compétitivité industrielle, les gouvernements européens se trouvent confrontés à un arbitrage délicat entre soutien à court terme à des industries exposées à une concurrence internationale accrue et poursuite, pour ne pas dire accélération, des politiques de transition énergétique qui se traduisent par des coûts plus élevés pour les utilisateurs du réseau électrique pour plusieurs années.

Au-delà des mesures directes de soutien économique, difficiles à maintenir sur la durée, quatre axes prioritaires se dégagent :

1/ Faire preuve de souplesse dans l’application des directives européennes afin de tenir compte des spécificités nationales et des temporalités différentes entre les crises énergétiques (qui peuvent engendrer des conséquences industrielles irréversibles) et les réformes (dont l’horizon est plus lointain). L’assouplissement du mécanisme européen de taxe carbone^[23] semble aller dans cette direction.

2/ Poursuivre l’effort de décarbonation du mix électrique qui demeure à moyen et long terme le principal levier de réduction durable des prix de l’électricité pour les industries européennes.

3/ Optimiser l’utilisation des réseaux électriques du côté de la demande, notamment grâce à la numérisation des réseaux (smart grid), un volet phare de la réforme COM (2026) 600 de la Commission présentée en juillet dernier^[24].

4/ Coordonner les réseaux électriques européens afin d’exploiter les complémentarités entre les systèmes nationaux.

[1] Prices – Electricity 2026 – Analysis - IEA

[2] Pour les autres industriels qui ne bénéficient pas des mêmes aides que les secteurs électro-intensifs, l’écart peut être encore plus marqué.

[3] Les importations de gaz russe (gazoduc et LNG) représentaient environ 45% des importations européennes totales en 2021 contre 14% en T2 2026 (Bruegel, European natural gas imports).

[4] ACER, 2026, Key developments in EU electricity and gas markets, 2026 Monitoring report.

[5] En Italie, face à la forte hausse des prix du gaz en 2026, le gouvernement négocie actuellement la possibilité de plafonner les prix du gaz alimentant les centrales électriques afin de limiter la hausse du prix de gros de l’électricité. Mais ce mécanisme général ne peut être que temporaire. Son coût, potentiellement important, devrait être supporté par les fonds publics et/ou les ménages.

[6] Eurelectric, 2026, Power barometer

[7] EMBER, 2026, Latest energy shock reminds Europe of its risky gas reliance

[8] Choc énergétique : tableau de bord 2026 vs 2022 - 2 octobre 2026 – Études Economiques – BNP Paribas

[9] L’utilisation de données Eurostat permet de comparer avec le reste de l’UE. Néanmoins, étant donné l’absence d’homogénéité des prix de l’électricité pour les entreprises au niveau européen, des écarts peuvent exister entre Eurostat et les sources nationales. Jäger P., 2025, “Cautionary tale or model for Europe? How member states should react to Germany’s new electricity subsidy”, Hertie School, Jacques Delors Centre.

[10] P. Devaux, 2026, Union européenne : transition bas-carbone et souveraineté énergétique, un parcours semé d’embûches

[11] Cour des comptes européenne, 2026, « La mise en œuvre du plan REPowerEU doit monter en puissance ».

[12] Elle concerne les activités les plus intensives en électricité, dont la compétitivité est menacée par la concurrence internationale, et qui suit le principe des 4x50 : 50% de la consommation électrique est éligible à subvention ; Sur la partie éligible, la subvention ne peut pas être supérieure à 50% du prix de gros ; Le prix de gros final payé par l’entreprise ne peut pas être inférieur à 50 €/MWh ; 50% de l’aide reçue doit être réinvestie dans la décarbonation (génération d’énergie renouvelable, stockage, amélioration de l’efficacité énergétique).

Environ 90 secteurs sont concernés par cette réforme, soit environ 2000 entreprises dans la chimie, l’acier et le papier notamment. Le dispositif, strictement encadré, est limité à trois ans (du 1^er janvier 2026 à fin 2028) pour un coût total estimé entre EUR 3 et 5 mds financé par le fonds spécial Climat et Transformation.

[13] Bundesnetzagentur Monitoringbericht (2015) et Bundesnetzagentur Monitoringbericht (2025). Ces coûts recouvrent principalement les coûts de l’infrastructure physique, les coûts opérationnels, de régulation et de conformité et les coûts liés à l’utilisation du réseau de transport et de distribution.

[14] L’Industriestrompreis (prix de l’électricité industrielle) est le mécanisme de subvention publique visant à réduire le prix de l’électricité pour certaines industries.

[15] Le mécanisme de compensation indirecte du coût carbone est une mesure de soutien gouvernementale aux industries électro-intensives visant à compenser le coût des quotas d’émission de carbone des producteurs d’énergie.

[16] L’industriestrompreis serait d’environ EUR 1,3 md par an, la subvention des frais de réseau représenterait EUR 6,5 mds en 2026, la suppression de la surtaxe gaz environ EUR 3,4 mds, et la baisse de la taxe sur l’électricité près de EUR 3 mds par an. Par ailleurs, l’ICC avait coûté EUR 2,3 mds en 2024 pour les coûts de 2023.

[17] Jean-Luc Proutat, Union Européenne : la taxe carbone aux frontières en six questions, 6 octobre 2025.

[18] Chambre de commerce et d’industrie allemande,

“Frontier economics, DIHK, 2025, New pathways for the energy transition (“Plan B”)

[19] ECB, 2025, Investing in Europe’s green future. Green investment needs, outlook and obstacles to funding the gap, Occasional paper series, n°367.

[20] La charge d'intérêt devrait passer de 1,4 % à 1,7 % du PIB d'ici 2030 en raison de la hausse des taux de refinancement.

[21] Energy Institute, 2026, Statistical Review Statistical Review of World Energy

[22] Des appels d’offre sont en cours afin de construire 12 GW de capacités électriques supplémentaires, dont 10 GW concernent des centrales à gaz (équivalent à 1/3 du parc de centrales au gaz existant) et 2 GW pourraient être constitué de batteries (soit 80% du parc existant de batteries stationnaires de grande capacité destinées au marché de gros).

[23] Notamment l’allongement de la durée d’attribution gratuite de quotas d’émission pour les secteurs les plus exposés à la concurrence internationale, la réduction du rythme de réduction du nombre de quotas d’émission (Linear Reduction Factor).

[24] EUR-Lex - 52026PC0600 - EN - EUR-Lex et EUR-Lex - 52026DC0595 - EN - EUR-Lex