Texte mis à jour le 21.12.2025

Temps de lecture : 30 min

Ce texte est focalisé sur les contraintes techniques et économiques des énergies renouvelables, en faisant abstraction des autres sujets clés de la transition énergétique, tels que la réduction des émissions de gaz à effet de serre, traités dans les textes sur le tournant énergétique ( Allemagne Energies 1 ) et sur les bilans énergétiques : Comparaison Allemagne et France ( Allemagne Energies 2 ).

Le texte contient des informations sur l´utilisation des énergies renouvelables dans les secteurs de l´électricité, de la chaleur et du froid ainsi que des transports. En raison de sa pertinence particulière, l’accent est mis sur le secteur de l’électricité et les énergies renouvelables à la fois variables et prioritaires sur le réseau.  

Sommaire

Contribution des énergies renouvelables à la consommation finale d’énergie

Chaleur et froid produits à partir d´énergies renouvelables

Énergies renouvelables dans le secteur des transports

Électricité d´origine renouvelable

Objectif d’un système électrique presque 100% renouvelable à l’horizon 2035

Loi sur la promotion des énergies renouvelables (Erneuerbare Energien Gesetz- EEG)

Développement des énergies renouvelables – état actuel et objectifs

• • État actuel du développement
  • Résultats des appels d’offres d’une sélection d’énergies renouvelables
  • Objectifs pour 2030 et au-delà

Faisabilité technique d’un système électrique avec une forte proportion d’énergies renouvelables

• • Intermittence – un défi pour la stabilité du système électrique
  • Gestion de la congestion des réseaux
  • Étude du cabinet de conseil e.venture GmbH sur la sécurité d´approvisionnement en électricité avec 100% renouvelable à l’horizon de 2035/2040

Aspects économiques des énergies renouvelables

• • Impulsions économiques grâce aux énergies renouvelables
    • Investissements dans la construction des énergies renouvelables
    • Dépenses courantes dans l’exploitation des énergies renouvelables
    • Coûts de soutien aux énergies renouvelables
  • Emplois générés par les énergies renouvelables 
  • Matières premières et composants pour les énergies renouvelables

Perspective

Références

Contribution des énergies renouvelables à la consommation finale d’énergie

En 2024, la part des énergies renouvelables à la consommation finale brute d’énergie atteint 22,4% selon la méthode de calcul définie par la directive européenne RED II, 2018/2001 (UBA 1), cf. figure 1.

Suite à la nouvelle directive européenne (directive RED III), la part des énergies renouvelables à la consommation finale brute d’énergie a été rehaussée à au moins 42,5% avec l’objectif indicatif de 45% à l’horizon de 2030 (Allemagne Energies 2).

C’est pour cela que l’Allemagne a rehaussé son objectif à 41% (UBA 1). Cela signifie que le rythme de développement des énergies renouvelables devra être nettement plus élevé dans les années à venir.

L’atteinte de l’objectif d’une part des énergies renouvelables de 41% à la consommation finale brute d’énergie d’ici 2030 se décompose comme suit par usage, cf. figure 2 :

• Consommation brute d’électricité : la consommation nationale est estimée à 750 TWh en 2030 dont 80% (600 TWh) seront fournis par des énergies renouvelables;
• Secteur de chaleur et de froid : environ 30% d’énergies renouvelables et 50% de la chaleur urbaine produite de manière climatiquement neutre d’ici 2030;
• Secteur des transports : entre 36,9 et 38% d’énergies renouvelables dans les transports selon la méthode de calcul définie par la directive RED II et entre 15,7% et 16,8% selon la statistique nationale. Cet écart important s’explique par la prise en compte multiple de certaines technologies dans la directive européenne.

Les énergies renouvelables ont connu un rythme soutenu de développement au cours des dernières années, mais il existe de grandes différences entre les secteurs (cf. figure 2) : alors que la part des énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité a triplé depuis 2010, leur part dans les secteurs de la chaleur et des transports progresse assez lentement (UBA 1).

En 2024, la contribution des énergies renouvelables à la consommation finale brute d’énergie était d’environ 517 TWh (2023 : 509 TWh). Environ 55% proviennent de la production d’électricité verte, 38% du secteur de la chaleur renouvelable et 6% des biocarburants utilisés dans le secteur des transports, cf. figure 3.

Les bioénergies sont la principale source avec une part de plus de 46% (~ 240 TWh) à la consommation finale d’énergie d’origine renouvelable, en raison de leurs multiples utilisations dans tous les secteurs (sous forme de combustibles solides pour le chauffage, de biocarburants pour les transports ou de biogaz pour la production d’électricité). Les bioénergies ont fourni 159,1 TWh dans le secteur de la chaleur, environ 48,6 TWh dans le secteur de l’électricité et environ 32,7 TWh dans le secteur des transports.

Les éoliennes arrivent en deuxième position avec une part de 27%. L’énergie solaire dans les installations photovoltaïques et thermiques contribue à hauteur de 16%. Les 10% restants proviennent de l’énergie hydraulique (4%) et de la géothermie/chaleur ambiante (6%).

Selon le cabinet McKinsey, les bioénergies devraient connaître un nouvel essor dans les années à venir. A l’exception du secteur de l’électricité où l’utilisation des bioénergies est susceptible de diminuer, leur utilisation s’intensifiera dans les autres secteurs. En 2030, environ 320 TWh de la consommation finale brute d’énergie pourraient être couverts par des sources bioénergétiques (McKinsey 2024).

Selon le projet de la stratégie nationale en matière de biomasse (Nationale Biomassestrategie, NABIS), la demande de valorisation énergétique de la biomasse s’élèverait à elle seule entre 400 et 420 TWh en 2030 (OFATE 2024). La biomasse pourrait s’avérer utile, par exemple, pour produire de la chaleur industrielle. La biomasse, surtout sous forme gazeuse, pourrait également contribuer à moyen terme à la production d’électricité de pointe.

Outre sa valorisation énergétique, la place de la biomasse résiderait avant tout dans sa valorisation matière comme dans la construction bois, comme matériau d’isolation ou encore comme source de carbone vert pour l’industrie chimique.

Chaleur et froid produits à partir d’énergies renouvelables

Le développement des énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie du secteur de chaleur et de froid a été peu dynamique ces dernières années, cf. figure 4. En 2024, les énergies renouvelables atteignent 197,2 TWh soit une augmentation de moins de 2% par rapport à 2023 (194,3 TWh).

La biomasse solide, c’est-à-dire le bois sous ses différentes formes d’utilisation, les déchets biogènes et les boues d’épuration, fournit de loin la plus grande part. Au total, la biomasse solide a fourni 134,9 TWh en 2024.

Bien que l’utilisation énergétique de biomasse soit généralement associée à l’idée de neutralité carbone, la biomasse n’est pas, par nature et par principe, neutre vis-à-vis du climat (citepa 2020).

La biomasse liquide a contribué à hauteur de 2,1 TWh et le biogaz à hauteur de 22,1 TWh.

La contribution du solaire thermique s’élève à 8,8 TWh et la mise à disposition de la chaleur ambiante (i.e. pompes à chaleur) et de la géothermie est de 29,3 TWh.

La consommation finale d’énergie du secteur de chaleur et de froid a légèrement augmenté par rapport à l’année précédente, pour atteindre 1091 TWh (2023 : 1080 TWh). C’est pour cela que la part des énergies renouvelables n’a que peu évolué en 2024, soit 18,1% contre 18,0% en 2023 (UBA 1), cf. figure 4bis.

Énergies renouvelables dans le secteur des transports

Actuellement le secteur des transports se caractérise par la très faible progression de la part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie (UBA 1).

Au total, 42,0 TWh d’origine renouvelable ont été consommés dans les transports en 2023, soit une baisse de 6% par rapport à 2023 due au recul des ventes de biocarburants à la suite d’une modification de la loi fédérale sur la protection contre les immissions, cf. figure 5. Pour les années 2025 et 2026, la modification de la loi laisse présager une nette augmentation de la consommation de biocarburants.

Malgré la baisse significative des ventes de biocarburants à 32,7 TWh (2023 : 36,6 TWh), ils représentent la part la plus importante des énergies renouvelables dans le secteur des transports. Le biogazole couvre 20,4 TWh suivi par le bioéthanol avec 9,2 TWh. La contribution du biométhane (3,1 TWh) et des huiles végétales (0,03 TWh) est relativement faible.

Dans le secteur des transports, le volume de l’électricité fournie par des sources renouvelables en 2024 s’élève à environ 9 TWh. L’électricité est utilisée en grande partie dans le transport ferroviaire.

En 2024, en incluant la consommation d’électricité renouvelable dans les transports ferroviaires et routiers, la part des énergies renouvelables dans la consommation finale du secteur des transports atteint 7,2% (UBA 1), cf. figure 5bis.

Électricité d’origine renouvelable

Objectif d’un système électrique presque 100% renouvelable à l’horizon 2035

L’Allemagne vise à l’horizon de 2035 un système électrique presque 100% renouvelable avec une étape intermédiaire de 80% d’énergies renouvelables d’ici 2030 (Allemagne Energies 2022a).

Un paquet législatif de presque 600 pages visant à accélérer le développement des énergies renouvelables et à renforcer la sécurité d’approvisionnement a été adopté par le Parlement (Bundestag) et approuvé par le Conseil Fédéral (Bundesrat) en 2022 (BMWi 2022c).

Les mesures principales sont :

• L’amendement à la Loi pour la promotion des énergies renouvelables du secteur électrique (EEG) : nouvelles trajectoires de développement de l’éolien et du photovoltaïque. Suite à l’abandon du charbon, l’objectif est de produire l’électricité presque entièrement à partir d’énergies renouvelables (voir plus loin) ;
• L’amendement à la Loi sur l’éolien en mer (WindSeeG) : augmentation des volumes mis en adjudication, réorganisation du régime de soutien en fonction des types de sites maritimes afin d’accélérer le développement de l’éolien en mer (voir plus loin) ;
• Loi sur l’augmentation et l’accélération du développement de l’éolien terrestre : elle oblige les seize Länder à installer davantage d’éoliennes terrestres en allégeant notamment les démarches administratives. Il est prévu, d’ici fin 2032, de consacrer 2% du territoire allemand à l’éolien terrestre avec un objectif intermédiaire de 1,4% fin 2027. La répartition devrait être équitable au niveau régional, en tenant compte des conditions de vent, de protection de la nature et des espèces et de l’aménagement de l’espace. Il appartient aux seize Länder de décider comment leurs objectifs en matière de réservation de superficie supplémentaire seront atteints. Si les Länder n’atteignent pas leur objectif, le gouvernement fédéral pourra supprimer certaines règles locales, comme les distances minimales entre éoliennes et habitations ;
• L’amendement à la Loi fédérale sur la protection de la nature et des espèces dans le but d’accélérer et de simplifier les procédures d’autorisation. Des dérogations relatives à la protection de la biodiversité et aux espèces protégées ont été adoptées. À l’avenir, la construction des éoliennes sera aussi autorisée dans des zones protégées. Seuls les territoires bénéficiant du plus haut niveau de protection ne pourront pas être aménagés ;
• Modification du code de l’énergie (EnWG) : mesures d’accélération du développement des réseaux de transport et de distribution.

En tenant compte des nouveaux consommateurs électriques (i.e. l’électromobilité, les pompes à chaleur, le numérique et la génération d’hydrogène par électrolyse) la consommation brute est estimée à 750 TWh en 2030, 600 TWh devraient donc provenir des énergies renouvelables.  

Toutefois, selon des analyses récentes la demande en électricité augmenterait moins fortement que prévu dans les années à venir, cf. (Allemagne Energies 1).

Loi sur la promotion des énergies renouvelables (Erneuerbare Energien Gesetz – EEG)

Le développement des énergies renouvelables dans le secteur électrique est un aspect emblématique du tournant énergétique allemand. La Loi sur la promotion des énergies renouvelables, entrée en vigueur en 2000, est considérée comme le moteur du développement des énergies renouvelables. Cette loi a fixé, en marge des règles du marché, la garantie d’un tarif de rachat sur 20 ans et l’obligation pour le gestionnaire de réseau d’acheter en priorité l’électricité produite à partir des énergies renouvelables.

Les conditions très avantageuses des tarifs de rachat garanti ont attiré des investissements considérables, conduisant au développement massif des énergies renouvelables et à des coûts importants pour le consommateur d’électricité car la charge de soutien aux énergies renouvelables était in fine répercutée sur lui.

La Loi a été adaptée au fur et à mesure et la part des renouvelables à la consommation brute d’électricité constamment rehaussée, cf. figure 6. 

La mise en place des mécanismes de complément de rémunération (EEG 2014) et des appels d’offres (EEG 2017) avait pour but de limiter la tendance haussière de la charge de soutien. Toutefois, elle est restée à un niveau élevé.

Dans la loi EEG 2021, entrée en vigueur début 2021, est inscrit l’objectif de 65% d’énergies renouvelables dans le mix électrique d’ici 2030. Outre la révision des trajectoires de développement des filières, les nouveautés principales résident notamment dans la définition d’un cadre pour la poursuite d’exploitation des centrales en fin de contrat d’achat, l’assouplissement des règles de l’autoconsommation collective photovoltaïque et le durcissement du cadre pour l’injection lors d’épisodes de prix négatifs de l’électricité. Plusieurs mesures visent également à encourager la mise en service de nouvelles capacités renouvelables dans la partie sud du pays.

La dernière version de la Loi sur la promotion des énergies renouvelables (EEG 2023) est entrée en vigueur début 2023 (BMJ 2023a).

Les objectifs de développement d’énergies renouvelables (éolien terrestre, photovoltaïque) dans le mix électrique ont été encore une fois rehaussés (cf. tableau 1) dans le but de porter à 80% la part des énergies renouvelables dans la consommation brute d’électricité d’ici 2030 et d’atteindre la neutralité carbone pour l’électricité produite et consommée en Allemagne en 2035.

Les objectifs de développement de l’éolien en mer ont été également augmentés. Il est prévu que la capacité totale soit portée à au moins 30 GW d’ici 2030, 40 GW d’ici 2035 et 70 GW d’ici 2045. Depuis novembre 2022 un nouvel objectif de 50 GW est visé d’ici 2035 soit un dépassement de l’objectif actuellement fixé par la Loi (cf. tableau 1). En outre, le régime de soutien a été réorganisé en fonction des types de sites maritimes. Une distinction est faite entre les sites qui ont déjà été soumis à une analyse préalable par l’Office Fédéral de la Navigation Maritime et de l’Hydrographie (BSH) concernant l’environnement marin, le sol de construction et les conditions atmosphériques et océanographiques et les sites non préalablement analysés. Dans le deuxième cas il incombe aux soumissionnaires retenus de les faire examiner eux-mêmes.

L’amendement à la Loi pour le développement et la promotion de l´éolien en mer (Windenergie-auf-See-Gesetz – WindSeeG) est entré en vigueur début 2023 (BMJ 2023b).

Le tableau 1 (UBA 1 ; UBA 3) montre le déploiement réalisé d’une sélection d’énergies renouvelables ainsi que les objectifs prévus selon la Loi (EEG 2023, §4) et la Loi pour le développement et la promotion de l’éolien en mer.

La priorité est donnée au développement de l’éolien et du photovoltaïque.

Les bioénergies (voir plus haut) ont pour avantage non négligeable d’être pilotables et facilement stockables, contrairement au solaire et à l’éolien. La promotion de la bioénergie sera davantage axée sur les centrales électriques de pointe très flexibles, afin que la bioénergie puisse jouer son rôle de vecteur énergétique stockable au service du système et contribuer davantage à la sécurité de l’approvisionnement en électricité.

La plus grande part revient au biométhane, produit principalement à partir d’ensilage de maïs et de fourrages, suivi par les céréales et les betteraves sucrières.

Toutefois, une utilisation accrue de la biomasse dans le secteur électrique n’est pas une priorité pour le gouvernement. La Loi sur les énergies renouvelables de 2023 vise pour les centrales à biomasse une capacité de 8,4 GW en 2030 (voir tableau 1).

Le potentiel de développement de l’énergie hydroélectrique étant faible, la loi EEG 2023 n’indique aucun objectif à l’horizon de 2030.

La Loi (EEG 2023, §4a) a fixé des objectifs indicatifs intermédiaires pour les volumes de production d’électricité à partir de sources renouvelables afin vérifier si le développement est conforme au trajet cible pour atteindre l’objectif visé à l’horizon de 2030, soit une part de 80% (600 TWh) à la consommation brute d’électricité. Dans le tableau 2 les volumes cibles sont comparés aux volumes d’électricité effectivement réalisés.

Malgré une hausse de production, le volume de production brute réalisé des filières renouvelables reste en-dessous des volumes cibles (Allemagne Energies 2025a).

Développement des énergies renouvelables – état actuel et objectifs

État actuel du développement

En 2024, les filières renouvelables enregistrent une hausse de production de plus de 3% par rapport à 2023. La production brute passe à 284 TWh contre 275 TWh en 2023 (UBA 1 ; UBA 4 ; Allemagne Energies 2025a).

Cette évolution positive s’explique notamment par l’augmentation de la capacité de production du photovoltaïque.

La part des énergies variables (éolien et photovoltaïque) atteint, lissée sur l’année, environ 213 TWh, soit trois quarts de la production brute totale des énergies renouvelables, cf. figure 7.

La production restante est fournie par des sources renouvelables pilotables comme les bioénergies (biomasse, biogaz), le gaz de décharge, le gaz de stations d´épuration, les déchets biogènes et la géothermie.

La production à partir de la biomasse et des déchets biogènes est avec 48,6 TWh en léger recul par rapport à 2023 (49,4 TWh). Malgré cela les sources d´énergies biogènes ont contribué à environ 17% à la production d’électricité d’origine renouvelable en 2024.

La production de l’hydroélectricité (centrales au fil de l’eau et éclusées, centrales associées à un lac ou un réservoir avec apports naturels) est tributaire des précipitations. Elle a augmenté à 22,2 TWh contre 19,9 TWh en 2023 en raison d’une pluviométrie plus importante.

La production d’électricité à partir de la géothermie est encore négligeable (0,2 TWh).

Sous l’hypothèse que l’électricité produite à partir des énergies renouvelables aurait été entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation intérieure brute d’électricité a augmenté à 54,4% contre 52,9% en 2023. Conformément aux prescriptions du gouvernement, il s’agit du taux déterminant pour la réalisation des objectifs en matière d’énergies renouvelables. 

La capacité nette installée des énergies renouvelables a augmenté à environ 190 GW (2023 : 169 GW), cf. figure 8 (UBA 1).

Comme ces dernières années, la capacité photovoltaïque a progressé plus vite que celle de l´éolien terrestre : sur les 21 GW installés en 2024 environ 17 GW sont dus au photovoltaïque (voir figure 13) qui représente plus de la moitié de la capacité totale ajoutée.

Plus de 58 % (environ 9,8 GW) de la capacité ajoutée en 2024 sont des panneaux solaires sur bâtiments (sur les toits ou en façade) et plus de 37 % (environ 6,3 GW) pour les installations au sol. Plus de 700 MW (environ 5 % de la capacité totale ajoutée en 2024) sont des installations photovoltaïques diverses. Il s’agit par exemple des panneaux photovoltaïques sur parkings, mais aussi de ce que l’on appelle les panneaux solaires pour balcon (UBA 2025a).

Résultats des appels d’offres d’une sélection d’énergies renouvelables

La Loi sur la promotion des énergies renouvelables (EEG 2023) stipule des appels d’offres pour les projets d’énergies renouvelables suivants :

• Éoliennes terrestres
• Installations solaires du 1er segment (photovoltaïque au sol)
• Installations solaires du 2e segment (photovoltaïque sur bâtiments ou murs antibruit)
• Installations de la biomasse (promotion des centrales de pointe hautement flexibles)
• Installations du biométhane (notamment des installations orientées vers l’hydrogène)
• Projets innovants de production d’énergie renouvelable (combinaisons d’installations de différentes énergies renouvelables)
• Projets innovants de production d’énergie renouvelable associés au stockage de l’hydrogène
• Installations de production d’hydrogène « vert »

Les modalités d’appels d’offres des éoliennes maritimes sont fixées dans la Loi pour le développement et la promotion de l’éolien en mer (Windenergie-auf-See-Gesetz – WindSeeG).

Le gouvernement allemand met particulièrement l’accent sur le développement des éoliennes terrestres et maritimes ainsi que du photovoltaïque (voir tableau 1).

C’est pour cela que les résultats des appels d’offres de l’éolien et du photovoltaïque sont un indicateur important pour le futur développement des énergies renouvelables (BNetzA 1).

Bien que le déploiement de la biomasse pour la production électrique ne soit pas une priorité (voir plus loin), les résultats des appels d’offres sont, à titre d’information, également présentés. Depuis 2021, le régulateur lance des appels d’offres séparés pour l’électricité produite à partir des installations de biométhane. Aucune offre n’a été soumise aux échéances de 2023 et 2024.

Les appels d’offres pour l’éolien en mer sont règlementés dans la Loi pour le développement et la promotion de l´éolien en mer (voir plus haut).

Les montants plafonds de la rémunération de référence pour l’éolien terrestre, le photovoltaïque et la biomasse sont indiqués dans le tableau 3. Pour mémoire : la valeur de référence est la somme de la prime de marché et de la valeur marchande moyenne. Le montant plafond de cette valeur est fixé par le régulateur. Etant donné que les soumissionnaires n’offrent pas tous le même volume, le régulateur publie également un montant d´adjudication moyen pondéré en fonction du volume. Il s’agit de la rémunération moyenne réellement payée sur 20 ans pour l’ensemble des adjudications par enchère, en tenant compte du volume et de la valeur de référence attribués. Ce montant n’a qu’une valeur statistique.

Eolien terrestre

Quatre appels d’offres ont été organisés en 2024. Le volume appelé portant sur 12 GW n’a jamais été aussi élevé auparavant. En 2023, le volume appelé était encore de près de 10 GW et seulement de 4,6 GW en 2022. Malgré la forte augmentation du volume appelé, le volume attribué de 11 GW n’a été que légèrement sous-souscrit, cf. figure 9

Le volume appelé initialement prévu aurait été encore un peu plus élevé. L’Agence fédérale du réseau avait réduit les volumes lors des trois premiers appels d’offres car une sous-souscription menaçait. Lors du troisième appel d’offres en août 2024 il y a eu une légère sursouscription pour la première fois depuis février 2022. L’appel d’offres de novembre 2024 a été sursouscrit près de 1,5 fois. Au total un volume de 10.996 MW a été attribué, soit environ 91% du volume appelé.

Le montant d’adjudication moyen pondéré en fonction du volume pour les quatre appels d’offres de l’année 2024 se situe entre 71,50 et 73,40 €/MWh. Ce montant est donc légèrement inférieur au plafond de la rémunération de référence de 73,50 €/MWh cf. tableau 3.

La particularité de l’éolien terrestre est que la valeur de référence s’applique à un « site idéal », soit 6,45 m/s à 100 m de hauteur. Cette valeur est multipliée par un facteur de qualité en fonction du site réel et du rendement de l’éolienne prévue. Pour plus de détails cf. (Allemagne Energies 2025b).

Eolien en mer

En 2024 deux appels d’offres ont eu lieu pour un volume total appelé de 8 GW.

Le premier appel d’offres de juin 2024 d’un volume de 2,5 GW a concerné deux sites en Mer du Nord au large de l’archipel de Heligoland (nord-ouest) pour une mise en service prévue en 2031.

En août 2024, un deuxième appel d’offres a eu lieu : un volume de 5,5 GW a été appelé pour trois sites en Mer du Nord avec une mise en service prévue entre 2029 et 2031.

Comme en 2023, les montants d’adjudication ont été de 0 €/MWh en 2024, c’est-à-dire aucune subvention de l’État n’a été accordée. Au contraire les entreprises ayant reçu une attribution ont versé des sommes importantes pour l’obtention des concessions maritimes.

Les résultats des enchères confirment l’attractivité des investissements dans l’éolien en mer en Allemagne.

Pour plus d’information, cf. (Allemagne Energies 2025b).

Photovoltaïque

On distingue les appels d’offres solaires du premier segment (photovoltaïque au sol) et les appels d’offres solaires du deuxième segment (photovoltaïque sur bâtiments, toitures ou murs antibruit).

Pour la participation aux appels d’offres, la capacité autorisée des installations solaires du premier segment se situe actuellement entre 1001 KWc et 20 MWc (une augmentation à 50 MWc est prévue). Les installations d’une capacité jusqu’à 1000 kWc inclus et les installations solaires des sociétés citoyennes sont exemptées de l’obligation de participer à l’appel d’offres.

Pour le solaire du deuxième segment, des offres sont admises pour une capacité entre 1001 kWc et 20 MWc.

Photovoltaïque au sol (premier segment)

Comme en 2023, les trois enchères du premier segment ont été largement sursouscrites en 2024. Au total un volume de 6.536 MW a finalement été attribué, soit 100% du volume appelé, cf. figure 10.

Le montant d’adjudication moyen pondéré en fonction du volume des trois appels d’offres se situe entre 47,60 et 51,10 €/MWh en 2024. Ce montant est bien inférieur au plafond de la rémunération de référence de 73,70 €/MWh cf. tableau 3.

Avec un temps de réalisation moyen de 18 mois entre l’attribution du marché et la mise en service des installations, la réalisation des 6,5 GW attribués en 2024 devrait avoir lieu d’ici 2026.

Photovoltaïque sur bâtiments (deuxième segment) 

Depuis l’augmentation du plafond de rémunération de référence en 2023 à 112,50 €/MWh contre 89,10 €/MWh en 2022, les enchères ont été largement sursouscrites. Suite aux trois appels d’offres en 2024, un volume total de 781 MW a finalement été attribué, soit 100% du volume appelé malgré une légère baisse du plafond de rémunération de référence à 105 €/MWh en 2024, cf. tableau 3.

Le montant d’adjudication moyen pondéré en fonction du volume des trois appels d’offres se situe entre 89,20 et 90,40 €/MWh en 2024. Ce montant est bien inférieur au plafond de la rémunération de référence de 105 €/MWh cf. tableau 3.

Biomasse dans le secteur électrique

L’Agence fédérale des réseaux lance des appels d’offres  pour des nouvelles centrales à biomasse de capacité supérieure à 150 kW et jusqu’à 20 MW conformément à la Loi sur la promotion des énergies renouvelables (EEG). Contrairement à l’éolien et au photovoltaïque, les exploitants des centrales existantes à biomasse dont la mise en service a eu lieu avant le 1^er janvier 2017 peuvent également participer aux appels d’offres sous certaines conditions et ainsi obtenir un soutien pour une durée de 10 ans supplémentaires après l’obtention de l’adjudication. Ensuite il n’est pas possible de participer à nouveau aux appels d’offres. Les plafonds de rémunération de référence pour les centrales existantes sont légèrement plus élevés que ceux pour les nouvelles centrales, cf. tableau 3.

Depuis 2021, le régulateur lance des appels d’offres séparés pour des installations au biométhane.

La figure 12 montre les résultats des appels d’offres de 2022 à 2024 des centrales à biomasse.

Si les appels d’offres en 2022 se sont révélés largement sous-souscrits, ceux organisés en 2023 et 2024 se caractérisent par une forte participation. Beaucoup de centrales existantes à biomasse vont bientôt arriver à échéance du soutien garanti pendant 20 ans. C’est pour cela qu’une grande partie des soumissionnaires en 2023/2024 étaient des exploitants de centrales existantes.

Le montant d’adjudication moyen pondéré en fonction du volume des deux appels d’offres en 2024 se situe entre 173,30 et 178,00 €/MWh.

Objectifs pour 2030 et au-delà

L’objectif à l´horizon de 2035 est un système électrique presque 100% renouvelable (voir plus haut).  Pour 2030 l’étape intermédiaire vise 80% renouvelable à la consommation brute d’électricité, soit 600 TWh (voir plus haut). L’objectif est ambitieux et demande une accélération importante du rythme de développement notamment de l’éolien et du photovoltaïque.

Trajectoire de développement du photovoltaïque à l’horizon de 2030

Fin 2024, le parc photovoltaïque s’élève à environ 100 GW, soit un ajout de presque 17 GW par rapport à 2023 (UBA 3).

Selon la Fédération de l’économie solaire (BSW 2025a), la capacité totale installée se répartit comme suit en 2024 : 38% de panneaux solaires sur toiture ≤ 30 kWc, 29% de panneaux solaires sur toiture > 30 kWc, 1% de panneaux solaires de balcon et 32% de panneaux solaires au sol.

L’objectif intermédiaire pour 2024 de 88 GW, fixé par la Loi, a été largement dépassé, cf. figure 13.

Les deux prochaines années il faudrait ajouter entre 14 et 15 GW par an pour atteindre l’objectif intermédiaire pour 2026 (128 GW). A partir de 2026, un ajout annuel d’au moins 20 GW est prévu (BMWi 2023b).

C’est un grand défi pour l’industrie du solaire photovoltaïque. D’une part, il y a actuellement un manque de main-d’œuvre qualifiée en Allemagne pour faire face au montage des nouvelles installations. D’autre part, outre les difficultés de la chaîne d’approvisionnement (la quasi-totalité des lingots de silicium, des cellules et des panneaux viennent de l’industrie chinoise et de ses associés asiatiques), le secteur est confronté à des obstacles administratifs.

En outre, il faut se demander dans quelle mesure la poursuite du développement massif du solaire photovoltaïque s’accompagne de risques pour le système électrique (voir plus loin).

Trajectoire de développement de l’éolien terrestre à l’horizon de 2030

Le parc éolien terrestre s’élève à 63,6 GW fin 2024 en tenant compte de la mise hors service définitive des éoliennes en 2024 (Allemagne Energies 2025b ; UBA 3). L’objectif intermédiaire de 69 GW fixé par la Loi pour fin 2024 a été largement manqué.

Pour l’année 2026, la loi prévoit 84 GW au réseau. Pour atteindre cet objectif, il faudrait ajouter 20 GW nets au cours des deux prochaines années. Même si actuellement environ 25 GW ont été adjudiqués, l’atteinte de l’objectif de 2026 est très ambitieuse.

L’expérience montre que l’ajout en 2025 sera essentiellement assuré par les capacités adjudiquées en 2023 et les capacités non encore réalisées de l’année d’adjudication de 2022. Si la vitesse de mise en œuvre actuelle se poursuit, l’ajout brut devrait atteindre environ 5 GW en 2025.

La capacité d’adjudication exceptionnellement élevée de 2024 laisse présager que le parc éolien terrestre atteindra le niveau requis de 84 GW en 2026.

Trajectoire de développement de l’éolien en mer à l’horizon de 2034 

Les objectifs de développement fixés par la loi sur l’éolien maritime (WindSeeG) prévoient que la capacité connectée au réseau doit atteindre au moins 30 GW d’ici 2030 et au moins 40 GW d’ici 2035. En outre, un objectif de 50 GW est visé d’ici 2035 soit un dépassement de l’objectif fixé par la Loi, cf. tableau 1.

L’objectif légal de développement de 30 GW prévu pour 2030 pourra vraisemblablement être atteint avec un retard d’environ un an (Allemagne Energies 2025b).

L’objectif de 40 GW d’ici 2035 pourrait être atteint dès 2034, conformément aux prévisions, à condition que tous les sites prévus à cet effet soient attribués et réalisés comme prévu. C’est là que réside un certain risque suite à la hausse des coûts sur les différents composants de la chaîne d’approvisionnement.

Aucune information n’a encore été donnée sur la manière dont l’objectif accru de 50 GW d’ici 2035 serait atteint.

Trajectoire de développement de la biomasse à l’horizon de 2030

Le parc des centrales à biomasse s’élève à environ 9,6 GW fin 2024 (UBA 3), cf. figure 16.

La Loi sur la promotion des énergies renouvelables (EEG 2023) prévoit une réduction nette de la capacité à 8,4 GW en 2030, cf. tableau 1.

Faisabilité technique d’un système électrique avec une forte proportion d’énergies renouvelables

L’objectif politique du gouvernement allemand est d’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 conventionnelle.

Cependant, il n’existe actuellement aucune démonstration de la fiabilité d’une intégration très poussée d’énergies renouvelables variables sur un grand système électrique. Un grand nombre de prérequis techniques critiques doivent être respectés pour fournir des services système, gérer efficacement les congestions du réseau et assurer la sécurité d’approvisionnement.

A titre d’exemple, l’étude réalisée conjointement en 2021 par le gestionnaire de réseau de transport d’électricité français (RTE) et l’Agence internationale de l’énergie (AIE) vise à identifier les conditions et les exigences relatives à la faisabilité technique de scénarios dans lesquels le système électrique serait fondé sur des parts très élevées d’énergies renouvelables dans un système électrique de grande échelle (RTE et AIE 2021).

Pour cela il faut remplir quatre ensembles de conditions strictes pour permettre sur le plan technique et avec une sécurité d’approvisionnement assurée, l’intégration d’une proportion très élevée d’énergies renouvelables dans un système électrique de grande échelle :

• Le maintien de la stabilité du système électrique ;
• La sécurité d’alimentation en électricité (adéquation des ressources et flexibilité) ;
• Le dimensionnement des réserves opérationnelles d’équilibrage ;
• Le développement des réseaux de transport et de distribution.

Le système électrique devient de plus en plus complexe en raison de l’évolution du marché et des modifications des conditions réelles liées aux nouveaux consommateurs et producteurs. Le déploiement des solutions techniques destinées à maintenir la stabilité du système électrique constitue un des principaux défis à relever.

Le black-out majeur que l’Espagne et le Portugal ont connu le 28 avril 2025 (RTE 2025a) souligne l’importance des analyses de stabilité du système électrique et des recommandations d’action qui en découlent.

Les gestionnaires des réseaux de transport allemands établissent tous les deux ans un rapport sur la stabilité du système électrique qui est soumis à l’approbation du régulateur.

Le dernier rapport a été publié en juillet 2025 (BNetzA 2025c). Les résultats montrent qu’il existe un besoin d’action considérable dans différents domaines.

Cela concerne d’une part les exigences techniques imposées aux installations raccordées au réseau électrique. Celles-ci doivent contribuer à la stabilité, par exemple grâce à une puissance réactive réglable et des réserves opérationnelles.

D’autre part, des ajustements sont nécessaires dans l’interaction entre l’exploitation du réseau et les processus du marché. Il s’agit par exemple d’éviter les excédents de production grâce à des signaux de marché, afin de réduire les mesures d’équilibrage des réseaux par les gestionnaires des réseaux. Cela nécessite entre autres de développer significativement les sources de flexibilité (flexibilité de la demande, flexibilité des installations de production) au sein du système électrique.

Il est également nécessaire que les gestionnaires de réseaux de transport réexaminent et adaptent le plan de protection et de reconstitution du réseau en cas de black-out.

L’Agence Fédérale des Réseaux se voit confortée dans son opinion sur la nécessité de créer rapidement une base juridique pour la construction de nouvelles centrales électriques flexibles, qui inclut également des exigences relatives aux propriétés de stabilisation du système et de maintien de l’inertie.

En outre, l’utilisation de dispositifs améliorant la stabilité du réseau, tels que des onduleurs qui se comportent en « grid – forming » et des compensateurs synchrones (STATCOM) à certains nœuds du réseau garantissant la stabilité du système électrique sera examinée et confirmée dans le plan de développement du réseau.

Un document du Think Tank Agora Energiewende donne à titre d’exemple un aperçu des différentes technologies de la stabilisation du réseau avec une forte proportion d’énergies renouvelables (Agora Energiewende 2024).

Intermittence – un défi pour la stabilité du système électrique

Pour sécuriser l´approvisionnement c´est l´instant qui compte et non pas la production lissée sur une période donnée car il est nécessaire d´équilibrer instantanément la production et la consommation sur l´ensemble du réseau. Mais dans un système électrique caractérisé par des moyens de production dépendant des conditions météorologiques, un équilibre exact entre la production et la consommation d’électricité n’est assuré à aucun moment. Il y a soit un excédent, soit un déficit de production nécessitant le développement d’outils supplémentaires pour faire face à la variabilité intrinsèque de la production.

Un autre effet indésirable d’un excès de production par rapport à la consommation est les prix spot de l’électricité négatifs (Allemagne Energies 3).

Des sources de production renouvelables avec une stabilité plus élevée comme les bioénergies (biomasse, biogaz) et dans une moindre mesure l´hydroélectricité pourraient contribuer à augmenter la résilience des réseaux. Cependant, l’utilisation accrue de la biomasse n´est pas une priorité pour le gouvernement allemand (voir plus haut) et son potentiel d’utilisation pour la production d’électricité reste limité. Compte tenu du territoire allemand l’énergie hydraulique est déjà exploitée à un niveau proche de son plein potentiel et la production est tributaire des précipitations.

Les dispositifs de stockage permettraient de mieux gérer la variabilité des énergies renouvelables et de limiter les perturbations sur le réseau, mais les capacités de stockage disponibles à l’horizon de 2045 sont encore insuffisantes (voir plus loin).

« Dunkelflauten » et « Hellbrisen »

« Dunkelflauten »  désigne des épisodes météorologiques pouvant durer jusqu’à deux ou trois semaines, avec un faible ensoleillement et des vents faibles, et donc une production d’électricité renouvelable très limitée. Ils se produisent généralement après le coucher du soleil en automne ou en hiver et sont souvent combinés à une demande d’électricité accrue.

L’affirmation que le vent soufflerait toujours quelque part en Europe, pouvant atténuer les effets de la variabilité, semble relever d´un solide bon sens populaire, mais ne correspond pas aux faits. L’Europe occidentale se comporte souvent comme une zone venteuse assez homogène, dominée par l´influence des grands courants océaniques ou continentaux. Le foisonnement de l´éolien au niveau européen se révèle donc peu efficace et le foisonnement solaire est lui-même limité parce que l´Ouest européen ne couvre que 1,5 fuseau horaire (Flocard et al. 2014).

« Hellbrisen » désigne les journées ensoleillées de forte production solaire au moment où la consommation est la plus basse, provoquant une saturation du réseau.

Concernant les « Dunkelflauten », l’association européenne des producteurs d´électricité et de chaleur VGB PowerTech e.V. a publié deux études sur la performance des éoliennes en Allemagne et en Europe (VGB 2017, 2019). Entre 2010 et 2016, l´étude montre environ 160 épisodes de 5 jours de production éolienne faible et pour chaque année un épisode prolongé de vents faibles de 10 à 14 jours. 

Deux épisodes avec une production éolienne très faible (0,2 GW le 6 novembre 2024 à 17h et 1,3 GW le 12 décembre 2024 à 17h), une production solaire nulle à ces moments-là alors que la consommation était élevée, ont fait s’envoler les prix sur le marché spot en Allemagne. Grâce aux moyens pilotables en back-up (notamment centrales thermiques à flamme) et des importations massives d’électricité la situation a pu être maitrisée (Allemagne Energies 2025a).

Une contribution scientifique sur l’épisode sans vent ni soleil en novembre 2024, publiée par le Service météorologique allemand DWD (Deutscher Wetterdienst), confirme les études précédentes (Allemagne Energies 2025a).

Conclusion du Service météorologique allemand : de manière générale, il faut s’attendre à une production éolienne inférieure à la moyenne en Allemagne lors d’une situation de haute pression (ou anticyclonique) en Europe centrale principalement en hiver. Le nombre de jours sans vent survenus jusqu’à présent en 2024 n’est pas inhabituel par rapport à l’occurrence de cette situation anticyclonique en Europe centrale observée depuis 1950/51. Le « nombre moyen » de jours avec une telle situation météorologique était exactement de 8,19 par an. Le nombre maximal s’est produit durant l’hiver 2011/2012 avec 23 jours.

Depuis un certain temps, l’Agence Fédérale des Réseaux ainsi que différents gestionnaires de réseaux de transport mettent en garde contre un autre scénario, les « Hellbrisen ».

Alors qu’en cas de « Dunkelflauten » les moyens pilotables en back-up prendront le relai, en cas de surproduction d’électricité au moment où la consommation est la plus basse (« Hellbrisen »), les gestionnaires de réseau n’ont d’autre choix que d’empêcher la surcharge du réseau électrique par des exportations massives d’électricité ou en dernier recours par des « brownouts » – c’est-à-dire une déconnexion délibérée du réseau électrique dans certaines régions.

Le gouvernement allemand a pris des mesures contre la surproduction des grands parcs éoliens et solaires. La loi sur les énergies renouvelables (EEG 2023) prévoit, depuis 2024, une suspension de la rémunération pour des installations ≥ 400 kW à partir de 3 heures de prix négatifs sans interruption. Le nombre d’heures sera progressivement réduit jusqu’à 2027 de sorte que les heures de prix négatifs ne seront plus rémunérées, hors installations préexistantes, petites installations < 400 kW et éoliennes pilotes.

Mais ce sont surtout les petites installations photovoltaïques qui sont responsables des prix négatifs au marché de gros.

Environ la moitié de la capacité photovoltaïque consiste en installations inférieures à 100 kWc. Ces installations bénéficient encore de l’obligation d’achat et elles injectent leur électricité quoi qu’il en coûte, accentuant la surproduction.

C’est pour cela que le parlement allemand a adopté début 2025 des modifications de la loi sur les énergies renouvelables (EEG 2023), appelée « Solarspitzengesetz » (Loi sur les pics de solaire).

Les installations photovoltaïques produisent généralement avec une forte simultanéité, ce qui peut provoquer des surproductions qui sollicitent le réseau et entraînent des prix négatifs sur le marché. Ces modifications législatives visent à inciter des installations photovoltaïques d’une certaine capacité à participer au mécanisme d’ajustement de la production.

Cela modifie certaines conditions générales relatives à la rémunération des nouvelles installations (BSW 2025b), notamment :

• Pas de rémunération en cas de prix négatifs de l’électricité : les nouvelles installations photovoltaïques mises en service après le 25 février 2025 ne bénéficieront plus d’aucune rémunération lorsque le prix de l’électricité sur le marché sera négatif (§ 51 de la loi EEG 2023). Sont exclues pour l’instant les installations d’une puissance inférieure à 2 kWc ainsi que les installations de 2 à 100 kWc, à condition qu’aucun compteur intelligent ne soit encore installé.
• Limitation de la puissance pour les installations photovoltaïques sans compteur intelligent : jusqu’à l’installation d’un compteur intelligent, les installations < 100 kWc (à l’exception des panneaux solaires enfichables jusqu’à 2 kWc) doivent limiter leur puissance d’injection à 60% de la puissance installée (§ 9 (2) de la loi EEG 2023).

Cependant, une grande partie des installations déjà existantes sont exemptées des nouvelles règles.

L’Agence Fédérale des Réseaux avertit dans une publication de mai 2025, cf. (BNetzA 2025b) : « … dans les régions bénéficiant d’un ensoleillement élevé, d’une grande densité de panneaux photovoltaïques et, en même temps, d’une faible consommation, il peut arriver que les réseaux électriques régionaux atteignent leurs limites de capacité. L’infrastructure du réseau de distribution n’est pas partout conçue pour évacuer les grandes quantités d’électricité produites localement lorsque, parallèlement, la consommation d’électricité est faible au niveau régional… »

Un autre risque pour la stabilité du réseau est l’accumulation des éoliennes dans le nord de l’Allemagne. Selon le gestionnaire de réseau TransnetBW (Transnet BW 2024), le critère du N-1 ne serait pas garanti en toutes situations à l’horizon de 2030.

Pour mémoire : le critère du N-1 stipule que tout système de production – transport d’électricité doit pouvoir à tout moment faire face à la perte d’un élément du système sans que cela ait un impact sur le consommateur final.

Système de stockage d’électricité

Fin 2025 l’Allemagne dispose d’une capacité de stockage totale de plus de 1,1 TWh. STEP et batteries ensemble pourraient théoriquement couvrir la demande en électricité en Allemagne pendant 20 heures.

Les STEP (Stations de Transfert d’Énergie par Pompage) sont une technologie éprouvée mais avec un potentiel de développement très limité en Allemagne.  En tenant compte des installations au Luxembourg et en Autriche qui injectent de l’électricité directement dans le réseau allemand, la puissance nette totale s’élève à près de 10 GW réversible et leur capacité de stockage à environ 1114 GWh par cycle de charge (Fraunhofer 2025).

Les systèmes de stockage par batterie sont considérés comme particulièrement adaptés pour maintenir la stabilité du réseau électrique en raison de leur temps de réaction court. Ils peuvent rapidement réagir à une modification de la fréquence du réseau, ce qui va prendre de plus en plus d’importance au fur et à mesure du développement du photovoltaïque et de l’éolien.

Outre la puissance de stockage (GW), la capacité de stockage (GWh) est un paramètre important. Il convient de faire la distinction entre la capacité de stockage théorique et réelle. En effet, de nombreux systèmes de stockage par batterie ne sont pas entièrement déchargeables en mode de fonctionnement normal. Le rapport entre la capacité de stockage (en kWh) et la puissance de stockage (en kW) est en moyenne d’environ 1,5, ce qui signifie qu’une batterie peut fournir sa puissance nominale pendant 1,5 heure en moyenne.

Fin 2025, la puissance totale des batteries en Allemagne (grandes batteries  > 1MW) et (batteries commerciales et domestiques < 1 MW) s’est levée à environ 16,3 GW et leur capacité de stockage à environ 24,3 GWh (Fraunhofer 2025).

Selon le plan de développement du réseau à l’horizon de 2045 (Allemagne Energies 1), il est prévu d’augmenter fortement la capacité de stockage par batterie.

Même sous l’hypothèse de mise à disposition d’une puissance de l’ordre de 100 à 175 GW de stockage par batterie à l’horizon de 2045, leur capacité de stockage disponible serait d’environ 250 à 350 GWh.

Les batteries peuvent certes contribuer à remédier à de brèves fluctuations de courant et à rendre le réseau plus stable. Mais elles ne peuvent pas résoudre le problème de stockage lors des épisodes prolongés avec un faible ensoleillement et des vents faibles (voir plus haut). Pour cela il faut aussi des moyens pilotables en backup.

Gestion de la congestion des réseaux 

Les gestionnaires des réseaux doivent assurer à tout instant l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité et résoudre les congestions sur les réseaux. Les coûts des services systèmes sont supportés par le consommateur par le biais du tarif d’utilisation des réseaux.

Le fort développement des énergies renouvelables variables, notamment des éoliennes dans le nord de l’Allemagne – relativement éloignées des centres de consommation du sud et de l’ouest du pays – et la lente modernisation du réseau de transport conduisent à des flux massifs nord-sud pouvant dépasser la capacité de certaines lignes électriques. 

Afin d’éviter les congestions, un développement important des réseaux est en cours. Jusqu’à ce que ce développement soit suffisant, il sera toutefois nécessaire, par phases, de répartir géographiquement la production d’électricité. Ainsi, la production d’une centrale pilotable sera réduite en amont du goulet d’étranglement et augmentée en aval par une autre centrale pilotable. Cela se fait par le biais de la gestion des congestions du réseau.

La capacité limitée de certaines lignes génère en plus un autre effet : des flux de boucle (loop flows), qui cherchent d’autres voies de circulation dans les pays limitrophes pour acheminer le courant du nord au sud de l’Allemagne. Ces flux peuvent aussi réduire des capacités disponibles sur les réseaux des pays voisins de l’Allemagne. A titre d’exemple, une telle situation en France est décrite dans le rapport de la CRE de juin 2022 (CRE 2022).

Les coûts de gestion de la congestion des réseaux représentent le poste de dépense le plus important des services systèmes. La gestion de la congestion consiste en trois mesures :

• Le redispatching des centrales au marché (centrales thermiques et installations renouvelables) : interventions sur la production électrique afin de protéger certaines sections des réseaux contre la surcharge. Si un goulet d’étranglement menace certaines lignes électriques, l’injection au réseau d’une installation de production d’électricité est réduite en amont mais augmentée en aval du goulet d’étranglement par une autre installation de production. Cela permet de modifier les flux physiques afin de réduire les congestions des lignes électriques concernées. L’augmentation de la production d’énergies renouvelables variables oblige les gestionnaires de réseau à écrêter plus souvent la production renouvelable dans le nord et augmenter la production conventionnelle pilotable dans le sud du pays.
• Le countertrading : mesure commerciale consistant en la modification du plan de production de deux installations de façon symétrique – augmentation pour l’un et diminution pour l’autre – permettant également de modifier les flux physiques sur les réseaux.
• Le redispatching des centrales conventionnelles en réserve : réactivées ou en attente d’une réactivation pour fournir l’électricité manquante de redispatching et/ou de countertrading.

La figure 17 montre depuis 2015 l’évolution des coûts de gestion de la congestion des réseaux et des volumes d’électricité écrêtés (incitation ou l’obligation donnée à un certain nombre de centrales de réduire ou arrêter leur production).

Après un record enregistré en 2022 avec plus de 4 Md€, ces coûts ont baissé à environ 3,3 Md€ en 2023, principalement en raison de la baisse du prix de gros (Allemagne Energies 2024a).

En 2024, selon les données provisoires du régulateur (BNetzA 2025a), les coûts de gestion de la congestion des réseaux ont baissé de 13% par rapport à 2023 pour atteindre environ 2,9 Md€, cf. figure 17. Raison principale : baisse du prix des combustibles et recul des besoins de redispatching.

Au total, environ 6% de la production brute de l’Allemagne, soit un volume d’électricité de 30,3 TWh a été écrêté en 2024, dont environ 31% (~ 9,4 TWh) relèvent de la production renouvelable. Les éoliennes maritimes et terrestres ont été la source de production renouvelable la plus écrêtée.

Étude du cabinet de conseil e.venture GmbH sur la sécurité d’approvisionnement en électricité avec 100% renouvelables à l’horizon de 2035/2040

Le cabinet de conseil e.venture GmbH a étudié la faisabilité du scénario à « 100% de renouvelables » en Allemagne à partir de 2040 (e-vc 2023).

Selon e.venture, la consommation brute d’électricité en Allemagne augmenterait à environ 942 TWh en 2040 (2021 : 564 TWh), cf. figure 18. Les principaux facteurs sont les 35 millions de véhicules électriques, les 10 millions de pompes à chaleur et une capacité d’électrolyseurs de 70 GW générant ensemble une demande supplémentaire de 310 TWh.

En 2040, la pointe annuelle de consommation atteindrait 146 GW (2021 : 83 GW) et une capacité renouvelable de 570 GW, produirait, lissée sur l’année, jusqu`à 956 TWh.

La figure 19 montre la transposition de l’année météorologique de 2021 sur l’année 2040 (production d’énergie renouvelable et demande d’électricité). Le fait que la production des énergies renouvelables n´est pas corrélée aux fluctuations de la consommation d´électricité devient plus qu’évident. La variabilité des énergies renouvelables, comme l’éolien et le photovoltaïque, met en lumière un déficit ou un excédent de production à chaque moment.

Pendant 5.030 heures la production d’électricité à partir de sources renouvelables serait déficitaire par rapport à la demande et pendant 3.730 heures la production dépasserait la demande. Le déficit cumulé de 233 TWh représente presque un quart de la consommation annuelle en 2040. L’excédent de production renouvelable s’accumule à 219 TWh.

Le déficit par rapport à la demande pourrait être réduit en utilisant pleinement :

• les sources de flexibilité (les énergies renouvelables pilotables comme la biomasse, l’hydroélectricité et les déchets biogènes),
• les dispositifs de stockage (STEP, batteries)
• la modulation de la demande (déplacement temporaire de consommation des pompes à chaleur et de la recharge de véhicules électriques)

Il serait donc possible de réduire les heures déficitaires de 5.030 à 3.590 heures et le volume déficitaire de 90 TWh. Suite à l’utilisation de ces potentiels de réduction, il faudrait encore couvrir un volume déficitaire d’environ 140 TWh et une pointe de consommation de 120 GW.

La demande de pointe pourrait être abaissée de 120 GW jusqu’à environ 75 GW en tenant compte d’un potentiel de délestage de 13 GW pour l’industrie et d’une capacité d’importation d’électricité de 25 GW. Ces actions correspondent à un volume d’électricité de 4 TWh et à 360 h.

Ainsi, après avoir exploité tous les potentiels de réduction décrits, il reste un volume déficitaire de 140 TWh. Dans l’état actuel de la technique, seules les centrales à gaz peuvent combler ce déficit. C’est pourquoi le cabinet de conseil estime qu’en 2040 environ 75 GW de centrales à gaz seraient nécessaires pour pallier pendant environ 3.600 heures la production déficitaire des énergies renouvelables.

Dans un système électrique entièrement décarbonisé, il s’agirait des centrales à l’hydrogène ou des centrales au gaz naturel équipées d’un système de captage et de stockage du CO₂.

Le temps d’excédent de production renouvelable par rapport à la demande pourrait être réduit de 1.600 heures à 2.130 heures grâce à une capacité supposée de 70 GW d’électrolyseurs en 2040 qui consommeraient un volume de 120 TWh de production renouvelable. Il faudrait malgré tout écrêter jusqu’à 170 GW d’énergies renouvelables, soit un volume de 70 TWh, cf. figure 20.

Le cabinet e.venture a en outre étudié l’hypothèse d’une augmentation de la capacité de production renouvelable en vue de réduire la capacité nécessaire en centrales à gaz en backup. L’analyse de sensibilité montre que ce n’est pas le cas, du moins pas dans une mesure significative.

La croyance dans la modicité du prix de d’électricité grâce au déploiement massif de l’éolien et du photovoltaïque ne semble pas non plus tenir ses promesses : selon le cabinet e.venture les prix de gros de l’électricité seront à l’horizon de 2040 au moins deux fois plus élevés qu’avant la crise énergétique.

En conclusion, même dans les hypothèses les plus optimistes, le scénario à « 100% de renouvelables » est intenable techniquement sans des moyens de production pilotables en backup. De plus, contrairement aux idées reçues, le cabinet de conseil e.venture arrive au résultat que ces moyens pilotables fonctionneraient beaucoup plus que quelques heures par an.

En conclusion, même dans les hypothèses les plus optimistes, le scénario à « 100% de renouvelables » est, en absence de dispositifs de stockage de l’énergie importants, intenable techniquement sans des moyens de production pilotables en backup.

Aspects économiques des énergies renouvelables

Impulsions économiques grâce aux énergies renouvelables

Au cours des deux dernières décennies, les investissements dans la construction des installations d´énergies renouvelables ainsi que les dépenses courantes pour leur exploitation sont devenus un facteur économique important (BMWi 2024).

Investissements dans la construction des énergies renouvelables

Selon les statistiques de l’Agence Fédérale de l’Environnement (UBA 2025a), le montant total des investissements dans la construction d’installations d’énergies renouvelables s’élève à presque 300 Md€ sur la période 2010 – 2024 (cf. figure 21).

Après un pic en 2010 avec près de 28 Md€, les investissements ont ensuite chuté sous la barre de 15 Md€ en 2015, puis, après une courte remontée, ils sont redescendus à 11 Md€ en 2019. Depuis lors, la tendance est à nouveau à la hausse. En 2024, le développement des énergies renouvelables a continué à donner des impulsions économiques importantes, bien que les investissements dans les installations renouvelables n’aient pas atteint le niveau record de 2023.

Le net recul des investissements après 2010 s’explique notamment par le photovoltaïque. La baisse des tarifs d’achat garantis pour le photovoltaïque a attiré moins d’investisseurs et a de ce fait conduit à partir de 2013 à une forte baisse de l’ajout de nouvelles installations.

Depuis 2019 les investissements dans le photovoltaïque sont repartis à la hausse. Après une année record en 2023 avec un investissement de 18 Md€, environ 15,5 Md€ ont été investie dans le photovoltaïque en 2024, soit 48% du total des investissements.

Concernant l’éolien terrestre, après avoir atteint un point bas en 2019 notamment en raison d’un recul important des nouvelles installations sur le territoire national, une reprise des investissements est observée à partir de 2020. En 2024 plus de 9 Md€ ont été investie dans l’éolien terrestre et en mer, soit 28% du total des investissements.

Les autres secteurs affichent une baisse des investissements en 2024. Le marché des pompes à chaleur a enregistré la plus forte baisse et les ventes de chaudières à biomasse ont également été nettement inférieures à celles de l’année 2023.

Les investissements dans les installations solaires thermiques, les installations hydroélectriques ainsi que les installations de biomasse pour la production d’électricité ont poursuivi en 2024 la tendance à la baisse déjà observée les années précédentes.

Dépenses courantes dans l’exploitation des énergies renouvelables

L’exploitation des installations a acquis une importance économique considérable (UBA 2025a). L’exploitation des installations (y compris la maintenance et la vente de biocarburants) déclenche des impulsions économiques dans d’autres secteurs, par le biais de la demande en personnel, en pièces de rechange ou en combustibles. Les coûts d’exploitation générés entraînent un chiffre d’affaires important pour les fournisseurs. Les impulsions économiques déclenchées par l’exploitation des installations montrent depuis des années une tendance à la hausse correspondant au nombre croissant d´installations mises en service, cf. figure 22.

Les impulsions économiques générées par l’exploitation et la maintenance des installations d’énergies renouvelables sont passées de 11 Md€ en 2010 à plus de 20 Md€ à partir de 2022.

En 2024, contrairement à l’évolution des investissements, les impulsions économiques issues de l’exploitation des installations d’énergies renouvelables (y compris les chiffres d’affaires générés par la vente de biocarburants) se sont maintenues au niveau de l’année précédente. Avec 23,3 Md€, elles étaient très légèrement supérieures à celles de 2023 (23,2 Md€).

Coûts de soutien aux énergies renouvelables

Les exploitants d’installations d’électricité verte bénéficient grâce à la Loi sur la promotion des énergies renouvelables d’un soutien sur 20 ans (voir plus loin), par exemple par le biais d’une rémunération fixe ou d’un complément de rémunération pour les installations de grande taille.

Depuis 2017, le complément de rémunération appelé « rémunération de référence » est déterminés par appels d’offres, sauf les installations de petite taille ou les installations pilotes. Les mécanismes incitatifs mis en place sont spécifiques à chaque filière et font l’objet d’adaptations périodiques pour tenir compte des évolutions techniques et économiques par l’introduction d’un plafond de rémunération de référence. Le tableau 3 montre, à titre d’exemple, l’évolution des montants plafonds pour des filières renouvelables soumises aux appels d’offres (BNetzA 1).

Pour mémoire : il existe une particularité pour l’éolien terrestre. Le montant plafond de la rémunération ou valeur de référence est valable pour un « site idéal », soit 6,45 m/s à 100 m de hauteur (BMJ 2023a).

La valeur de référence pour un « site idéal » est multipliée par un facteur de qualité en fonction du site réel et du rendement de l’éolienne prévue. Pour un site réel d’une qualité supérieure, la valeur de référence est multipliée par un facteur < 1  alors que pour un site réel de moindre qualité elle est multipliée par un facteur > 1. 

Donc la rémunération payée à un soumissionnaire retenu peut en réalité être plus haute ou plus basse que le montant d’adjudication.

A titre d’exemple : en Allemagne du sud la vitesse moyenne du vent est nettement plus faible que dans le nord du pays. Pour favoriser la construction des éoliennes dans cette région, la valeur de référence est multipliée par un facteur > 1. Dans les endroits particulièrement défavorables, par exemple en Bavière, la valeur de référence est multipliée par 1,55. Un soumissionnaire ayant obtenu un montant d’adjudication de 73,50 €/MWh en 2023 reçoit donc une rémunération réelle de 73,50 x 1,55 = 113,93 €/MWh.

Charges liées au soutien aux énergies renouvelables électriques

Dans le passé, les charges liées au soutien aux énergies renouvelables électriques (EEG-Umlage) étaient financées par le consommateur d’électricité. Depuis mi-2022, ces charges ne sont plus visibles sur la facture d’électricité car elles sont entièrement financées par l´État, c’est-à-dire par les contribuables.

Le « Fonds pour le climat et la transformation » (Klima- und Transformationsfonds) fournit des ressources nécessaires pour promouvoir les investissements et les mesures qui serviront à atteindre les objectifs de protection du climat (BMWi 2023a). Le Fonds est principalement financé par les recettes tirées des systèmes d’échanges de quotas d´émission européens (ETS) et de la taxe carbone nationale (Allemagne Energies 1).

Les GRT assurent une évaluation annuelle du montant des charges de soutien qui font l’objet d’une compensation par le budget de l’Etat. Conformément à la loi sur les énergies renouvelables, les GRT sont également tenus à publier une prévision des charges pour les cinq années à venir.

Pour mémoire :

Les exploitants des installations de petite taille reçoivent une rémunération fixe (système d’obligation d’achat).

Pour les installations de grande taille, les charges liées au soutien aux énergies renouvelables correspondent à la différence entre la rémunération des producteurs et la valorisation sur le marché des volumes d’électricité produits. Lorsque le prix de vente de l’électricité sur le marché est inférieur à la valeur de référence, attribuée lors d’un appel d’offres, l’État s’engage à verser aux producteurs une prime de marché (complément de rémunération) en complément de la vente sur le marché de l’électricité produite. Quand le prix de gros de l’électricité est supérieur à la valeur de référence, la prime de marché n’est pas applicable car les producteurs encaissent déjà le prix de vente plus élevé.

Le tableau 4 ci-dessous présente pour les années 2023 – 2029 l’évolution des charges de soutien aux énergies renouvelables qui doivent être compensées. Source : l’Institut de l’économie allemande de Cologne (EWI 2024).

Les valeurs pour l’année 2023 se basent sur les données précises. Au-delà ce sont des prévisions. L’évolution du prix de gros est un facteur central de l’évolution du montant des charges de soutien.

La baisse des prix de gros de l’électricité en 2024, par exemple, a conduit à une hausse des charges de soutien à presque 20 Md€ car la commercialisation de l’électricité verte a généré des recettes plus faibles.

De même, suite à l’augmentation attendue des prix de gros de l’électricité en 2025 les montants de charges resteraient inférieurs aux charges au titre de 2024. L’estimation actuelle des GRT s’élève à 17 Md€ pour 2025, soit un montant légèrement plus bas que les prévisions de l’Institut de l’économie allemande de Cologne.

D’ici 2029, les charges de soutien, toutes filières d’énergies renouvelables confondues, s’élèveraient à près de 23 Md€. Plus de 60% des charges reviennent aux installations photovoltaïques suivies des bioénergies (~ 16%) en raison d’une rémunération de référence assez confortable et du déploiement massif du photovoltaïque.

Emplois générés par les énergies renouvelables

Un autre facteur pour la réussite de la transition énergétique est l´effet sur l´emploi dans différents secteurs.

Comme conséquence de la transition énergétique des emplois sont supprimés dans le secteur des énergies conventionnelles, tandis que de nouveaux emplois et champs professionnels émergent dans le secteur des énergies renouvelables. En fonction des méthodes de calcul employées les résultats fournis par l´analyse des effets de la transition énergétique sur l´emploi varient fortement. Toutefois la majorité des études concluent que les effets de la transition énergétique sur l´emploi sont positifs (OFATE 2021).

Cependant, l’évolution du nombre d´emplois n’a pas été constante dans le passé. Après une forte croissance jusqu’en 2011, les années suivantes ont été marquées par un net recul, notamment dû à l’effondrement de l’industrie photovoltaïque nationale. La production des panneaux photovoltaïques s’est en grande partie déplacée vers d’autres pays, notamment vers la Chine.

A partir de 2020, la tendance est à nouveau à la croissance. Par rapport à 2022, le nombre d’emplois dans le secteur des énergies renouvelables a augmenté de plus de 26.000 pour atteindre 406.300 personnes en 2023 (UBA 2), cf. figure 24. L’augmentation des emplois a surtout eu lieu dans les secteurs de la géothermie/chaleur ambiante et du solaire. 

Les chiffres positifs de 2023 ne doivent cependant pas faire oublier le fait que l’accélération du développement des énergies renouvelables exige une mobilisation suffisante de main-d’œuvre qualifiée dans tous les domaines.

Le baromètre KfW-ifo indique à quel point les entreprises dans les différents secteurs économiques sont actuellement confrontées à une pénurie de main-d’œuvre qualifiée. Bien que la pénurie ait diminué en raison de la morosité économique, elle reste toujours élevée (KfW). Au 2e trimestre 2025, la pénurie de main-d’œuvre qualifiée a entravé les activités de 27% des entreprises.

Dans les années à venir, cette pénurie s’accentuera à nouveau si la situation conjoncturelle s’améliore comme prévu.

Matières premières et composants pour les énergies renouvelables

Parmi les facteurs de risque pour la croissance des énergies renouvelables, le risque d´approvisionnement pour certaines matières premières et composants lié à un marché trop concentré et/ou une provenance de pays à forte instabilité politique est régulièrement évoqué.

Dans le cadre de l´initiative « Critical Raw Materials », la Commission européenne a défini 24 minerais et métaux qui sont essentiels pour la production d´énergies renouvelables et électromobilité (CE 2020).

La figure 25 montre les matières premières pertinentes pour le secteur des énergies renouvelables et le classement du risque d´une forte dépendance et/ou d´un approvisionnement incertain.

Comme le montre la figure, l´énergie éolienne est particulièrement dépendante des matières premières critiques.

L´un des composants clés d´une éolienne est le générateur, qui convertit l´énergie mécanique en énergie électrique. Les générateurs à aimant permanent, introduits au cours des dernières décennies, présentent un certain nombre d’avantages (forte densité de puissance et un encombrement réduit avec un rendement optimal), notamment pour des éoliennes maritimes soumises à de fortes contraintes de taille et de poids. Or, la conception de la plupart des aimants permanents est particulièrement consommatrice de terres rares telles que le néodyme, le praséodyme et le dysprosium.

La demande mondiale croissante de terres rares peut avoir des répercussions importantes sur le développement de l´éolien en Allemagne. La dépendance à l´égard d´un marché unique suscite également des interrogations car la Chine a le quasi-monopole de la production non seulement des terres rares, mais aussi de la fabrication des aimants permanents (CE 2020).

C´est pour cela que les industriels dans le secteur éolien ont progressivement développé des moyens de substitution aux technologies requérant des terres rares. La première option est de réduire la quantité de terres rares utilisée. Une autre option est la substitution par d´autres technologies dépourvues d´aimants permanents.

Le déploiement rapide du photovoltaïque présente aussi un risque d’approvisionnement élevé, selon la Commission européenne, pour certaines matières premières, telles que le silicium métallique, l’indium, le gallium, le germanium et les borates.

Mais l´étape la plus vulnérable de la chaîne d´approvisionnement de la technologie photovoltaïque se situe au niveau des composants. Depuis le déclin de l´industrie solaire allemande, ces composants sont en grande partie fabriqués en Chine. Selon une étude du cabinet de conseil PriceWaterhouseCoopers (PwC), en 2021, environ 75% des panneaux solaires photovoltaïques provenaient de l´Empire du Milieu (pwc 2022). Les fabricants européens ne représentaient que 1% du marché. La contribution allemande se classe ainsi en pour mille. La dépendance par rapport à la Chine représente donc un risque considérable pour la réalisation des objectifs ambitieux de développement du photovoltaïque (215 GW en 2030).

Si les industries européennes ne sécurisent pas leurs approvisionnements sur le long terme, elles risquent des ruptures ou des hausses de prix pouvant ralentir le développement des énergies renouvelables. Le recyclage est une autre opportunité à long terme pour améliorer la résilience des métaux et des matières premières de l´Union européenne.

Perspective

La nouvelle coalition gouvernementale des 3 partis l’Union chrétienne démocrate (CDU), l’Union chrétienne-sociale en Bavière (CSU) et Sociaux-démocrates (SPD) a pris ses fonctions le 6 mai 2025 (Allemagne Energies 2025c).

La nouvelle coalition gouvernementale mise en général sur la continuité de la politique énergétique du gouvernement sortant et veut exploiter pleinement la diversité des énergies renouvelables.

Le développement de l’éolien et du solaire a permis d’avancer dans la protection du climat. Mais les risques pour le système électrique et les coûts ont été sous-estimés.

Un bilan critique sur la transition énergétique a été publié en septembre 2025 par le Ministère Fédéral de l’Économie et de l’Énergie, cf. (Allemagne Energies 1) Le rapport montre notamment qu’une meilleure interaction entre l’offre, la demande et les infrastructures peut conduire à une plus grande rentabilité. Cela implique également de mieux synchroniser le développement des énergies renouvelables avec la modernisation des réseaux de transport et de distribution.

Les énergies renouvelables ne pourront pas à elles seules fournir de l’électricité de manière fiable et à des prix abordables à une nation industrielle comme l’Allemagne. En tant que plus gros consommateur d’électricité de l’UE, l’Allemagne ne peut pas compter uniquement sur ses voisins. Il faut aussi une production d’électricité pilotable en Allemagne.

Pour cela il est prévu de lancer le plus rapidement possible des appels d’offres, ouverts sur le plan technologique, pour la construction de 12 GW de moyens pilotables pour une mise en service espérée d’ici 2031 et 2032, cf. (Allemagne Energies 1). Ces nouvelles centrales seront construites en priorité sur des sites de centrales existants et en fonction des besoins régionaux.

En conclusion : tous les potentiels des renouvelables seront exploités, mais l’objectif est maintenant d’obtenir des coûts énergétiques durablement bas et prévisibles, compétitifs au niveau international et d’investir dans des moyens pilotables permettant la stabilisation du réseau électrique.

Les prochaines années détermineront si le nouveau gouvernement allemand parviendra à réaliser ses objectifs en matière d’énergies renouvelables tout en gardant à vue la sécurité d’approvisionnement et les coûts du système électrique.

Références

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