Énergies renouvelables : de nombreux défis

Texte mis à jour le 16.10.2021

Temps de lecture : 9 min (résumé exécutif) à 40 min hors annexes

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Résumé exécutif

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

Le développement des énergies renouvelables, notamment dans le secteur électrique, est un aspect emblématique du tournant énergétique allemand. Selon le concept énergétique, une part d´énergies renouvelables d´au moins 60% dans la consommation d´énergie finale et la neutralité carbone de l´électricité produite sont visées à l´horizon de 2050. Comme étape intermédiaire sont prévus en 2030 une part de 30% dans la consommation d´énergie finale et de 65 % à la consommation brute d´électricité.

La nouvelle loi sur les énergies renouvelables (Erneuerbare-Energien-Gesetz, EEG 2021), entrée en vigueur début 2021, a créé les conditions juridiques pour atteindre les objectifs à l´horizon de 2030 dans le secteur électrique.  

La priorité est donnée au développement des énergies intermittentes, éolien et photovoltaïque. Pour une consommation brute d´électricité supposée à 580 TWh en 2030, l´objectif est de porter la capacité installée à 100 GW pour le photovoltaïque, à 71 GW pour l´éolien terrestre, à 20 GW pour l´éolien maritime et à 8,4 de GW pour la biomasse.

La décision du gouvernement allemand de réduire les émissions de gaz à effet de serre de 65% (précédemment 55%) d´ici 2030 par rapport à 1990 conduirait à une hausse de la consommation d´électricité. Ceci est en grande partie lié à l´électrification des usages dans le domaine de la mobilité et de l´habitat mais aussi pour convertir d´autres vecteurs d´énergie (hydrogène par électrolyse par exemple). Selon une première estimation du Ministère de l´Économie et de l´Énergie, la consommation augmenterait jusqu´à 100 TWh d´ici 2030 par rapport à 2019. Une analyse détaillée suivra à l´automne 2021. En conséquence le développement des énergies renouvelables devait être révisé à la hausse pour atteindre la part cible de 65% à la consommation brute d´électricité en 2030.

Contraintes techniques

L´orientation vers un mix électrique à forte proportion d’énergies renouvelables avec l´abandon de moyens pilotables (nucléaire et charbon), tout en augmentant en même temps la consommation d´électricité par de nouveaux consommateurs (pompes à chaleur, véhicules électriques intelligents) représente un défi pour le maintien de la sécurité d’approvisionnement en Allemagne et en Europe.

Bien que la production des énergies renouvelables intermittentes soit déjà remarquable (une part de presque 33% à la production brute lissée sur l´année 2020), 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.

La production des énergies renouvelables à base d´éolien et de photovoltaïque est soumise à de fortes variations. La production peut excéder la demande et ensuite baisser rapidement.

Un défi particulier est les « Dark-doldrums », traduction anglaise du mot allemand « Dunkelflaute » désignant un épisode prolongé de production éolienne et photovoltaïque  quasi nulle, combiné à une demande d´électricité accrue en fin d´automne ou en hiver.

L´expression courante « il y a toujours du vent quelque part » relève certes d´un solide bon sens populaire mais le fameux «foisonnement», soit la vertu de lisser considérablement la production des énergies renouvelables intermittentes en Allemagne ou en Europe, ne correspond pas à la réalité. 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.

Grâce à ses moyens pilotables conventionnels disponibles en backup, l´Allemagne fait actuellement encore partie du groupe de tête en matière de sécurité d´approvisionnement. La situation changera à l´avenir en raison de l´arrêt définitif des centrales nucléaires d´ici fin 2022 et des centrales à houille/lignite au plus tard fin 2038.

Face à la variabilité intrinsèque d´une production électrique s´appuyant sur une grande part d´énergies renouvelables intermittentes, l´abandon des moyens pilotables conventionnels nécessite le développement de mesures supplémentaires, telles que : installations de stockage à grande échelle pour disposer de réserves opérationnelles d´équilibrage, nouvelles unités de pointe pilotables bas-carbone, flexibilité considérable du côté de la demande (management de la demande d´électricité) et réseaux électriques plus développés et interconnectés.

La mise en place de millions de petites unités de production décentralisées notamment à base d´énergies renouvelables intermittentes, injectant majoritairement dans le réseau de distribution, entraîne un changement radical dans le fonctionnement du système électrique. Le fonctionnement fiable du système électrique soulève donc aussi la question des mesures à prendre pour assurer les services système (maintien de la tension et de la fréquence, mise à disposition de la puissance réactive, redémarrage du réseau suite à un « black-out »).

La stabilité du système électrique repose actuellement sur les grandes masses tournantes, les rotors des alternateurs des centrales conventionnelles. 

A l´avenir il faudra donc maintenir la stabilité en dépit de la réduction de cette inertie. Or, si des solutions techniques existent permettant de maintenir la stabilité du système électrique avec une capacité réduite de centrales conventionnelles, elles se trouvent à différents stades de maturité. La démonstration de la faisabilité sur un grand système électrique dans un pays de la taille de l´Allemagne n´a pas encore été fournie.

En conclusion, les énergies renouvelables sont en progression constante avec un objectif d´au moins 200 GW à l´horizon de 2030, soit une augmentation d´environ 50% en 10 ans (principalement éolien et photovoltaïque). Ce chiffre pourrait être révisé à la hausse suite au durcissement des objectifs climatiques.

Néanmoins des mesures supplémentaires et le développement de nouvelles technologies seront nécessaires pour assurer la sécurité d´approvisionnement, d´où la nécessité absolue d´un suivi conséquent dans les années à venir.

Contraintes économiques

L´institut de Düsseldorf (DICE) a effectué en 2016 une estimation des coûts engendrés par le développement massif des énergies renouvelables dans le secteur électrique. Même si une telle approche peut être considérée comme critiquable, le résultat n´est pas inintéressant. DICE estime à environ 520 milliards d´Euros les coûts cumulés pour 2000 à 2025 et les coûts ne s´arrêteront pas pour autant en 2025.

Presque 80% (~ 408 milliards d´Euros) sont constitués par la charge de soutien aux énergies renouvelables (EEG-Umlage), soit la différence entre le prix d´achat garanti, souvent très rémunérateur, et le prix de l´électricité du marché. Ces coûts sont payés par le consommateur.

A cela s´ajoutent la subvention de la cogénération (~ 18 milliards d´Euros), les coûts de modernisation des réseaux de transport et de distribution (~ 55 milliards d´Euros) afin d´y intégrer les énergies renouvelables ainsi que du financement de la recherche publique dans le domaine des énergies renouvelables (~12 milliards d´Euros).

Un poste « Divers » d´environ 27 milliards d´Euros contient entre autres les coûts de maintien de la stabilité du réseau, les coûts induits par les taux très préférentiels pour les investissements dans les énergies renouvelables et la dépréciation comptable du parc thermique pour cause de rentabilité réduite suite à l´injection massive d´électricité renouvelable.

De ce fait, le prix du kWh payé par les ménages allemands et les PME est parmi les plus élevés d´Europe. Dans cette tarification les composants réglementés par l´État (taxes et contributions, tarifs d´utilisation des réseaux) représentent environ 75 % du prix de l´électricité. La majeure partie de la fiscalité est actuellement constituée par la charge de soutien aux énergies renouvelables.

La loi sur les énergies renouvelables (Erneuerbare Energien Gesetz), entrée en vigueur en 2000, est considérée comme le moteur du développement des renouvelables. Cette loi fixe,  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.

Selon le Ministre Fédéral de l´Économie et de l´Énergie, les nombreuses révisions de la loi sur les énergies renouvelables (EEG) et notamment la mise en place des appels d´offres depuis 2017 ont contribué à limiter la tendance haussière de la charge de soutien.

La nouvelle loi sur les énergies renouvelables « EEG 2021 », en vigueur depuis début 2021, contient aussi diverses mesures visant à réduire davantage les charges de soutien pour les nouvelles installations.

Cet effet sera renforcé par le fait qu´à compter de 2021 les anciennes installations, c´est-à-dire les plus coûteuses, sortiront progressivement du soutien suite à la suppression des tarifs d´achat garantis après vingt ans.

A l´avenir la charge de soutien des énergies renouvelables sera partiellement financée par l´État. Il a été décidé d´utiliser une partie des recettes supplémentaires provenant de la « taxe carbone » sur les émissions des produits combustibles non couverts par le système européen d´échange de quotas d’émissions pour l´allègement de cette charge.

Pour 2021 et 2022 la charge de soutien est plafonnée grâce à la subvention de l´État. Le gouvernement a voulu éviter une augmentation mécanique de la charge de soutien consécutive à la baisse du prix sur le marché spot, notamment suite à l´effondrement de la consommation d´électricité dû à la crise sanitaire du coronavirus. En revanche, suite à la flambée des prix de l´électricité sur le marché de gros et la subvention de l´État financée par les recettes de la taxe carbone, la charge de soutien tombe en 2022 à son plus bas niveau depuis 10 ans.

A terme le gouvernement envisage de mettre fin au financement de la charge de soutien des énergies renouvelables par le prix de d´électricité.

Cependant le prix de l´électricité ne dépend pas seulement des taxes et contributions mais aussi de l´évolution des autres composantes du prix de l´électricité, à savoir la part « fourniture » comprenant les coûts de production et commercialisation de l´électricité et la part « acheminement » (transport et distribution).

Depuis plusieurs années le tarif d´utilisation du réseau de transport augmente. Un certain nombre de facteurs y ont contribué, entre autres les investissements importants dans la modernisation des réseaux de transport et de distribution mais aussi la hausse des interventions pour éviter la congestion du réseau de transport. Pour l´essentiel, cette hausse des interventions provient du retard pris dans le développement du réseau, lequel n´arrive pas à suivre le rythme auquel se développent les énergies renouvelables intermittentes.

De plus il faut compter sur une augmentation de la demande d´électricité, notamment par la mise en œuvre du plan de déploiement de l´hydrogène  et l´électrification accrue des secteurs de la chaleur et des transports (promotion de l´électromobilité et de la chaleur renouvelable, par exemple au moyen de pompes à chaleur). Cela majore le risque d´une augmentation significative du prix de l´électricité.

En conclusion, il subsiste quelques doutes si et dans quelle mesure le prix de l´électricité diminuera réellement dans les années à venir. Si le prix de l´électricité dépassait la capacité financière des consommateurs finaux il y aurait un risque de compromettre l´acceptation sociétale de la transition énergétique.

Cependant, il faut prendre en compte que l´abordabilité financière de la transition énergétique ne peut être représentée que par un seul indicateur comme le prix de l´électricité. Pour cela il faut une évaluation des coûts énergétiques sur la base de chiffres agrégés pour l´ensemble des secteurs concernés, et pas seulement une évaluation sur la base des prix sectoriels. 

Le texte contient 9 annexes (voir sommaire)

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Sommaire

Introduction

Part des énergies renouvelables dans la consommation énergétique finale 

Part des énergies renouvelables dans le secteur électrique

Contraintes  techniques

  • Gestion de l’intermittence de la production éolienne et photovoltaïque
  • Fait marquants des énergies renouvelables intermittentes en 2020
  • Rôle des interconnexions pour les échanges d´énergies renouvelables intermittentes
  • Modernisation du réseau électrique
  • Perspectives d´un scénario à forte pénétration d´énergies renouvelables intermittentes

Contraintes économiques

  • Loi sur les énergies renouvelables EEG (Erneuerbare Energien Gesetz) du secteur électrique
  • Critique à la loi « EEG » du secteur électrique
  • Impact d´énergies renouvelables sur le coût de l´électricité des ménages allemands
    • La part fourniture
    • La part acheminement
    • La part fiscalité
    • Charge de soutien aux énergies renouvelables (EEG – Umlage)

Annexes

Annexe 1 – Forte hausse des interventions des GRT

Annexe 2 – Loop flows – flux en boucle

Annexe 3 – Coupures de courant non prévues (SAIDI)

Annexe 4 – Développement des capacités de stockage de l´électricité

Annexe 5 – Dispositifs de soutien EEG 2014

Annexe 6 – Dispositifs de soutien EEG 2017

Annexe 7 – Dispositifs de soutien EEG 2021

Annexe 8 – Épisodes de prix négatifs

Annexe 9 – Coûts des actions d´équilibrage menées par les GRT

Annexe 10 – Emplois liés aux énergies renouvelables

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Introduction

Le tournant énergétique a amené un développement accéléré des énergies renouvelables électriques, une indéniable prouesse technique et économique avec de nombreux défis.

L´Union Européenne (UE) s´est également dotée d´un cadre ambitieux en matière de développement des énergies renouvelables. Elle prévoit à l´horizon 2030 (CE) une part d´au moins 32% d´énergie d´origine renouvelable dans la consommation énergétique finale brute, assortie d´une clause de réexamen d’ici à 2023 en vue de réviser à la hausse l’objectif fixé au niveau de l´UE.

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

Part des énergies renouvelables dans la consommation énergétique finale  

L´Allemagne a atteint une part de 19,3% dans la consommation finale brute en 2020, donc a dépassé son objectif fixé à 18% selon la directive de l´Union européenne N° 2009/28/CE. Au total, 472 TWh ont été produits à partir de sources d´énergie renouvelables (BMWi 1).

Figure 1: Part et objectifs des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d´énergie

La figure 2 décline la progression des énergies renouvelables par secteur (électricité, transports, chaleur & refroidissement) selon (BMWi 1; Eurostat) ainsi que les objectifs de 2030 selon le plan national intégré en matière d’énergie et de climat (National Energy and Climate Plan – NECP) de juin 2020 (BMWi 2020a; CE).

Figure 2 : Part et objectifs des énergies renouvelables, déclinés par secteur (électricité, chaleur & refroidissement et transports) et objectifs du plan national intégré énergie-climat

Part des énergies renouvelables dans le secteur électrique

Comme illustré à la figure 2, l´Allemagne se concentre sur le développement massif des énergies renouvelables dans le secteur de l´électricité, mais est moins ambitieuse dans les autres secteurs.

Le gouvernement allemand s’est fixé comme objectif d’atteindre une part de 65% d’énergies renouvelables dans la consommation d’électricité d’ici 2030 (Allemagne-Energies 1) sous condition que le réseau puisse accueillir la capacité supplémentaire  (Pour mémoire : selon le concept initial de 2011, l´objectif de 65% était prévu pour 2040).

La priorité est donnée au développement des énergies intermittentes, éolien et photovoltaïque. Leur part à la production totale des énergies renouvelables atteint en 2020 environ 72% lissée sur l´année, cf. figure 3 (BMWi 1; Allemagne-Energies 2021a). La production restante est fournie par des sources renouvelables pilotables comme les bioénergies (biomasse, biogaz), le gaz de décharge, le gaz de station d´épuration, la géothermie, les déchets biogènes et l´hydroélectricité (centrales au fil de l´eau, centrales associées à une retenue d´eau, stations de transfert d´énergie par pompage (STEP) qui reçoivent des flux naturels d´eau provenant de l´extérieur) avec une production tributaire des précipitations.

Fig 3_Bruttoerzeugung _ EE 2000-2020
Figure 3: Production brute des énergies renouvelables lissée sur l´année

A partir de 2014 les énergies renouvelables sont devenues la première source d’électricité du pays. La capacité installée a été multipliée par un facteur 11 entre 2000 et 2020, cf. figure 4 (BMWi 1; Allemagne-Energies 2021a).

Fig 4_Capacite_EE 2000_2020
Figure 4 : Capacité installée des énergies renouvelables

Le développement massif des énergies renouvelables intermittentes éolienne et photovoltaïque s’accompagne de contraintes techniques et économiques.

Contraintes techniques

Les énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) représentent plus de la moitié de la capacité totale installée en Allemagne fin 2020, cf. figure 5. Cependant, éolien et photovoltaïque n´ont produit qu´environ un tiers du courant selon (Allemagne-Energies 2021a), ce qui correspond à un facteur de charge d´environ 18% lissé sur l´année, sans toutefois apporter une contribution durable à la sécurité d´approvisionnement car la production a été très fluctuante au cours de l´année (voir plus loin).

N.B. : Le  facteur de charge est le rapport entre l’énergie électrique effectivement produite par une unité de production sur une période donnée et l’énergie qu’elle aurait produite si elle avait fonctionné à sa puissance maximale durant la même période

Fig 5 puisance et production en pourcentage
Figure 5 : puissance nette installée et production nette en pourcentage en 2020 (hors stockage)

A titre de comparaison, le nucléaire allemand, qui,  avec 8,1 GW nets, représente environ 3,6% de la puissance installée en 2020, a produit 11,3 % du courant. Cela correspond à un facteur de charge moyen de plus de 85%.

Gestion de l’intermittence de la production éolienne et photovoltaïque

Bien que la production lissée sur l´année des énergies renouvelables intermittentes soit  remarquable, il est nécessaire d’équilibrer à tout moment la production et la consommation, c´est donc l´instant qui compte pour sécuriser l´approvisionnement en électricité. Les gestionnaires de réseau doivent en effet maîtriser en permanence l’équilibre du système électrique en s´appuyant notamment sur la flexibilité du système et de son interconnexion au système européen afin qu’il y ait, à tout moment, autant d’électricité produite que consommée.

La figure 6 illustre les variations auxquelles des énergies renouvelables intermittentes peuvent être soumises.

Fig 6_Intermittence EnR_1
Figure 6 : Variations auxquelles des énergies renouvelables intermittentes peuvent être soumises (source RWE)

Trois scenarios sont possibles :

I.  Production aléatoire soumise à une forte variation qui peut excéder la valeur de consommation maximale

II.  Chute brutale de la production sur une courte période

III. Longues périodes de production quasiment nulle

Scenario III reflète ces épisodes prolongés de production éolienne et solaire quasi nulle, combinée à une demande d´électricité accrue de fin d´automne ou en hiver. En allemand on appelle cela « Dunkelflaute », la traduction anglaise est « dark – doldrums ».

Les trois scenarios ne sont pas une fiction théorique, ils sont bien réels. 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 2017b, 2018, 2017a). Le résultat des études sur la fréquence des épisodes de production quasi nulle d´éolien et de solaire montre, entre 2010 et 2016, environ 160 épisodes de 5 jours avec une production éolienne inférieure à 5 GW et pour chaque année un épisode de 10 à 14 jours de vents faibles.

Ce n’est donc pas sans raison que les GRT utilisent dans leurs bilans prévisionnels de l’équilibre offre-demande (GRT 2020a) une approche déterministe conservative, en accordant  une disponibilité au photovoltaïque de 0% et à l´éolien de 1% dans la gestion des périodes de pointe pouvant atteindre une demande de ~ 82 GW.  

A noter toutefois que le bilan prévisionnel des GRT est une démarche théorique et suppose la simultanéité d’événements relativement improbables comme une situation de pointe combinée avec une production extrêmement faible d’énergies renouvelables, et ne tient pas compte des importations possibles dans une situation difficile.

Dans ses bilans prévisionnels annuels, RTE utilise une approche probabiliste moins conservative et considère que la puissance minimale garantie des éoliennes terrestres a 90% de chances d’être supérieure à 10 % de la puissance installée (Sapy 2018).

Même l´approche plus optimiste de RTE ne change pas substantiellement la conclusion que l´éolien et le photovoltaïque contribuent très peu à la production en situation de pointe lors des vagues de froid et des conditions météorologiques peu favorables. De plus il ne s´agit pas d´un événement exceptionnel mais d´une situation qui se répète régulièrement.

Les ingénieurs du VGB Power Tech ont calculé qu´il faudrait, en supprimant le parc conventionnel en support, une capacité de stockage de l´ordre de 21 TWh (1,5 TWh par jour) pour assurer l´approvisionnement lors d´un épisode de 2 semaines de vents faibles en hiver.

La capacité de stockage actuellement disponible est de 0,04 TWh (voir annexe 4).  Le stockage d´énergie ne remplit pas encore les conditions techniques et économiques requises pour être utilisé à grande échelle afin de répondre aux besoins physiques du système.

Fait marquants des énergies renouvelables intermittentes en 2020

Les résultats des énergies renouvelables lissés sur l´année (voir plus haut) ne sont pas synonyme d´un approvisionnement fiable et démontrent les limites de la conversion aux sources renouvelables intermittentes. C’est ce que montre une évaluation détaillée de quelques situations représentatives de production d’électricité au cours de l´année 2020 (Allemagne-Energies 2021a).

Les figures 7 et 8, générées à partir du site officiel de l´agence fédérale des réseaux (smard),  illustrent à titre d´exemple les variations auxquelles des énergies renouvelables intermittentes peuvent être soumises.

La figure 7 montre un exemple en juillet 2020 où la production aléatoire a temporairement excédé 93% de la demande trois jours de suite.

Fig 7 EnR production max
Figure 7 : Exemple d´une forte production d´énergies renouvelables excédant la demande pendant plusieurs heures (source smard)

Le premier weekend de juillet la production d´énergies renouvelables a dépassé la demande d´électricité généralement plus faible que dans la semaine, soit de 9h45 à 17h15 le samedi 4 juillet et de 7h15 à 17h le dimanche 5 juillet 2020.

Le mardi 6 juillet, les énergies renouvelables ont produit 60,5 GW entre 13 et 14 heures, soit près de 93,5 % de la demande d’électricité.

Du 19 au 22 avril, une production d´énergies renouvelables élevée a également été observée pendant plusieurs jours, même en semaine où la consommation tend à être plus élevée par rapport au week-end. Pendant ces quatre jours, les énergies renouvelables ont couvert plus de 80 % de la consommation d’électricité en Allemagne (Allemagne-Energies 2021a).

La figure 8 montre la situation vendredi le 27 novembre entre 6 et 7 heures et jeudi le 10 décembre entre 15 et 16 h. La disponibilité des énergies renouvelables est de moins de 12% et celle du photovoltaïque et de l´éolien de 1,3 % (0,82 GW) le 27 novembre et de 2,5% (1,7 GW) le 10 décembre. Pour mémoire : le photovoltaïque et l´éolien (terrestre et en mer) totalisent une puissance nette de 116 GW en 2020.

Cette conjonction de très peu de soleil, très peu de vent avec une demande d´électricité élevée conforte l´approche conservative des gestionnaires des réseaux de transport allemands qui, dans leur bilan prévisionnel, accordent une disponibilité de 0% au photovoltaïque et de 1% à l´éolien (terrestre et en mer) dans la gestion des périodes de pointe (voir plus haut).

Fig 8 EnR production min
Figure 8 : Exemple d´une faible production d´énergies renouvelables plusieurs jours de suite (source smard)

Normalement l´automne et l´hiver sont les périodes les plus venteuses. Mais une production éolienne faible sur plusieurs jours, qui se produit normalement en hiver en cas d´anticyclone froid, a été observée en septembre 2020. La production d´éolien (sur terre et en mer) a été inférieure à 1 GW pendant deux jours consécutifs, et inférieure à 90 MW pendant 2 heures (le 22 septembre, 10h à 12h), soit une disponibilité de 0,14% de la capacité totale installée. La contribution de la production éolienne maritime a été de zéro pendant 6 heures l´après-midi du 21 septembre et inférieure à 10 MW pendant 7 heures le matin du 22 septembre.

L´année 2020 a également mis en évidence une forte variabilité inter-saisonnière de la production éolienne au cours de l’année ainsi qu´une grande variabilité interannuelle par rapport à 2019 (figure 9)

Fig 9 Fluctuation eolien_1
Figure 9 : Fluctuation mensuelle de la production éolienne en 2020 et variation en pourcentage par rapport à 2019

L´augmentation de la production éolienne terrestre en 2020 par rapport à 2019 est presque entièrement concentrée sur les trois premiers mois avec plus de 40 % de la production annuelle (Allemagne-Energies 2021a).

Dans l’analyse mois par mois, le mois de février est celui où l’apport éolien (sur terre et en mer), a été le plus élevé avec 20,6 TWh. La raison en est la tempête « Sabine », qui a fourni un apport éolien particulièrement élevé. En revanche, en mars, septembre et décembre, les éoliennes ont produit nettement moins par rapport à 2019. C’est en septembre que la production a été la plus faible en un mois avec 6,4 TWh.

Ces résultats montrent une fois encore qu´un développement massif du photovoltaïque et de l´éolien ne garantira pas, à lui seul, la sécurité d’approvisionnement après l’abandon progressif des moyens pilotables (centrales nucléaires et centrales à houille et lignite).

Rôle des interconnexions pour les échanges d´énergies renouvelables intermittentes

La capacité d’interconnexion aux frontières allemandes s´élève à environ 20 GW en 2019, selon (BNetzA 4).

Selon l´UE,  les interconnexions permettront non seulement de faciliter les échanges d’électricité et d´améliorer les signaux transmis par les prix, mais aussi de renforcer la sécurité de l’approvisionnement et de garantir une approche européenne de l´électricité d´origine renouvelable. Cela suppose donc que les charges de la pointe se produisent à des moments différents dans les pays voisins. De plus la contribution des énergies renouvelables lors de la pointe serait plus élevée lorsque les pays sont interconnectés. Toutefois, cette hypothèse peut être mise en doute.

Selon le bilan prévisionnel 2016 – 2018 des gestionnaires allemands du réseau de transport (GRT 2015), l´effet de compensation a été assez limité dans le passé : au moment de la pointe en Allemagne les pays limitrophes n´ont pas été très loin non plus.

L´hypothèse d´une meilleure contribution des énergies renouvelables grâce aux interconnexions est également incertaine.

Selon une étude française de 2014 (Flocard et al. 2014) «… le foisonnement de l’éolien au niveau européen se révèle peu efficace. L’Europe de l’Ouest se comporte souvent comme une zone venteuse assez homogène, dominée par l’influence des grands courants océaniques ou continentaux. La similitude entre les productions horaires est grande …» «…Le foisonnement solaire est lui-même limité parce que l’Ouest européen ne couvre que 1,5 fuseau horaire…».

VGB Power Tech a démontré (VGB 2018) que la production éolienne dans 18 pays européens qui correspondait à environ 24% de la capacité installée en 2017 (~ 170 GW) peut temporairement baisser à 4% – 5% (6 – 8 GW) de la capacité nominale. Pour le transport et la distribution du lieu de production au consommateur il faut en plus tenir compte des pertes de réseau d´environ 7% à l´intérieur de chaque pays. Cela veut dire que le foisonnement, déjà assez limité, se réduit d’autant plus avec l’éloignement.

Les ingénieurs du VGB concluent que l’éolien et le photovoltaïque ne seront pas en mesure d´assurer à eux seuls la sécurité d´approvisionnement en Europe occidentale. Compte tenu du stockage d’électricité de masse, techniquement comme économiquement encore hors de portée, il faudrait maintenir une importante capacité de moyens pilotable hautement flexibles en back-up.

Modernisation du réseau électrique

Un approvisionnement électrique basé sur des sources d’énergies renouvelables recèle de nouveaux défis pour les réseaux tant au niveau du réseau de transport que du réseau de distribution. Dorénavant, une grande partie de l’électricité sera injectée de manière décentralisée dans les réseaux électriques et transportée en partie sur de longues distances. On observe en effet l’accroissement d´un déséquilibre dans la production d’électricité en Allemagne.  Tandis que la production dans le nord et l’est du pays équivaut pratiquement au double de la demande, il y a un déficit dans le sud et l’ouest  où entre un quart et la moitié de la consommation annuelle d’électricité doit être assurée par des importations depuis d’autres régions. L’électricité éolienne produite dans le nord doit être amenée à des centres de consommation électrique dans le sud et dans l’ouest de l’Allemagne.

Par conséquent, le développement des réseaux de transport suprarégionaux et des réseaux de distribution locaux est une tâche essentielle. Au niveau des réseaux de transport, environ 7800 km de lignes nouvelles ou de renforcement des lignes existantes sont prévus. L´épine dorsale est constituée par plusieurs tracés nord – sud en courant continu. (Allemagne-Energies 1; BNetzA 3, 4).  

Suite à l´objectif d´une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation d´électricité d´ici 2030 et la sortie des centrales à charbon/lignite d´ici 2038, les besoins d´extension des réseaux de transport sont devenus plus importants. Sur la base du projet révisé du plan de développement 2019 à 2030 des quatre gestionnaires de réseau de transport (GRT 2019) l’Agence Fédérale des Réseaux a donné fin 2019 (BNetzA 2019) son accord sur une nouvelle tranche de construction.

Cette nouvelle tranche, qui a reçu le feu vert des instances parlementaires début 2021, comprend l´ajout ou le renforcement d´environ 4430 km de lignes THT supplémentaires (BNetzA 3). Le besoin total (nouvelles lignes, renforcement des lignes existantes) dépasse donc les 12200 km. Entre autres, deux nouveaux tracés en courant continu d´une capacité totale de 4 GW doivent être construits d´ici 2030 entre le Schleswig-Holstein, la Basse-Saxe et la Rhénanie-du-Nord-Westphalie, notamment pour transporter le courant produit par les éoliennes en mer du Nord vers les centres de consommation plus au sud (voir figure 10, projets DC21b et DC25).

Fig 10 NEP 2019_2030
Figure 10 : Nouveau plan de développement des réseaux de transport 2019 à 2030 selon (BNetzA 2019)

Or la construction des lignes est lente. Outre les contraintes administratives, l’installation de nouvelles lignes se heurte aux refus des riverains et des associations de protection de la nature. Les autorités ont pris la décision de la mise en souterrain du réseau électrique pour une grande partie, sans parvenir à calmer toutes les résistances. A la fin du premier trimestre 2021, 1697 km soit environ 13,9% des 12234 km ont été réalisés (BNetzA 3).

La lente modernisation du réseau oblige les gestionnaires de réseau de transport à recourir régulièrement à un management du réseau accru (voir annexes 1 et 9).

Un autre effet de la lente modernisation du réseau électrique : les flux en boucle, appelés « loop flows » dans les pays voisins pour acheminer du courant du nord au sud de l’Allemagne (voir annexe 2).

Dans l´état actuel des choses, les lignes à courant continu ne seront pas opérationnelles avant 2025/2026. La situation devrait donc s´améliorer après 2025 selon l´analyse des GRT (GRT 2020a).

Le développement massif des énergies renouvelables pose également un défi majeur aux gestionnaires de réseaux de distribution, car cette électricité est principalement injectée dans leurs réseaux. De même, la croissance rapide de l´électromobilité, des pompes à chaleur ou du stockage d´énergie décentralisé nécessite une modernisation considérable des réseaux de distribution.

L´Agence Fédérale des Réseaux prévoit jusqu´à 2030 des besoins d´investissements d´environ 102 Md €, dont 55 Md € pour le réseau de transport et 47 Md € pour le réseau de distribution (BNetzA 0).

Selon une étude commandée par E.ON, les coûts de développement du réseau de distribution atteindront 110 Md € à l´horizon de 2050 (E.ON 2020).

Perspectives d´un scénario à forte pénétration d´énergies renouvelables intermittentes

Selon le gouvernement allemand, le maintien de la sécurité d´approvisionnement malgré une proportion élevée d´énergies renouvelables est un objectif majeur de la transition énergétique, d´où la nécessité absolue d´un suivi conséquent dans les années à venir, cf. (Allemagne-Energies 1)

Actuellement, chaque pays a des pratiques différentes concernant le critère de sécurité d´approvisionnement. Une indication de la qualité de l’approvisionnement électrique qui exprime le mieux l´effet subi par le consommateur final est la durée moyenne de non-disponibilité du système, appelée indice SAIDI (voir annexe 3). La comparaison avec d´autres pays européens montre que l´Allemagne a, jusqu´à présent, fait partie du groupe de tête (voir annexe 3). Toutefois, l´indice SAIDI ne peut être déterminé que rétrospectivement et ne permet pas de se prononcer sur la sécurité de l´approvisionnement du réseau dans le futur.

L´Agence internationale de l´énergie (IEA) et le gestionnaire du réseau de transport d´électricité (RTE) ont publié un rapport début 2021 mettant en avant les conditions techniques devant être remplies pour permettre, avec une sécurité d´approvisionnement assurée, l´intégration d´une proportion élevée d´énergies renouvelables intermittentes dans un système électrique de grande échelle comme celui de la France (OECD/IEA et RTE 2021). Les quatre ensembles de conditions techniques, soit : la sécurité d´alimentation, les réserves opérationnelles, la stabilité du système électrique et le développement du réseau sont transposables au système électrique en Allemagne.

Sécurité d´alimentation (besoins de flexibilité du système électrique)

Face à la variabilité intrinsèque d´une production électrique s´appuyant sur une grande part d´énergies renouvelables intermittentes, l´abandon des moyens pilotables conventionnels nécessite le développement de mesures supplémentaires, telles que : installations de stockage à grande échelle pour disposer de réserves opérationnelles d´équilibrage, nouvelles unités de pointe pilotables bas-carbone, flexibilité considérable du côté de la demande (management de la demande d´électricité ou DSM – demand-side management) et réseaux électriques plus développés et interconnectés (voir chapitre « Rôle des interconnexions pour les échanges d´énergies renouvelables intermittentes »).

L´avancement de la digitalisation du système électrique permettrait de créer des centrales électriques virtuelles (VPP : Virtual Power Plant), une combinaison d´unités décentralisées, coordonnées moyennant un système de régulation commun. L´idée est de commercialiser l´électricité de manière commune et de garantir la flexibilité de l´ensemble des installations.  Une centrale virtuelle peut agréger des centaines de sites décentralisés de différentes technologies (éolien, photovoltaïque, biomasse, hydroélectrique, dispositifs de stockage d’électricité, etc.) afin de faciliter leur intégration dans le système électrique. Des projets pilotes existent en France et en Allemagne. Selon l´agence allemande de l´énergie (dena), les centrales virtuelles auraient le potentiel de devenir un élément clé du tournant énergétique (dena 2017).

Cependant, selon différentes études  (Allemagne-Energies 1) un parc de production de moyens pilotables et flexibles en back-up d´une capacité d´au moins 60 GW serait toujours nécessaire à l´horizon de 2050. Cette capacité est requise par la forte électrification des secteurs des transports, de la chaleur et du froid. Les moyens pilotables appropriés seront les turbines à combustion et les centrales de cogénération (approvisionnement en chaleur) qui seront alimentées initialement au gaz naturel et, à l´avenir, au gaz synthétique, produit à partir de power-to-gas, cf. annexe 4.

Les réserves opérationnelles

L’Allemagne a conservé jusqu´à maintenant un parc conventionnel confortable pouvant à lui seul faire face à une situation de pointe d´environ 82 GW. Il s´agit donc d´une vraie redondance pour suppléer aux énergies renouvelables intermittentes.

L´Allemagne a décidé de sortir du nucléaire d´ici 2022. A cela s´ajoute la sortie progressive des centrales à charbon et à lignite à l´horizon de 2038. Cela signifie que deux piliers de la production d´électricité conventionnelle seront supprimés dans les années à venir alors que dans le même temps la consommation d´électricité par de nouveaux consommateurs flexibles (pompes à chaleur, véhicules électriques intelligents) augmentera.

Le stockage d´énergie ne remplit pas encore les conditions techniques et économiques requises pour être utilisé à grande échelle afin de répondre aux besoins physiques du système (voir annexe 4).

Selon les différentes études pour le compte du Ministère Fédéral de l´Économie et de l´Énergie (BMWi) il n´existerait vraisemblablement pas de besoin de développement de capacités supplémentaires de stockage de l´électricité jusqu´à une part de 60% d´énergies renouvelables intermittentes (Deutscher Bundestag 2019).

Le type et le volume de réserves nécessaire pour équilibrer le système sont appelés à évoluer en profondeur dans un scénario majoritaire d´énergies renouvelables. Selon IEA/RTE, l´intégration d´une part élevée d´énergies renouvelables nécessite d´utiliser au mieux toutes les ressources de flexibilité : moyens pilotables (conventionnels et renouvelables), flexibilité du côté de la demande, stockage d´énergie, couplages sectoriels (par exemple vehicule to grid) et interconnexions du réseau.

Comme déjà évoqué plus haut, un parc de production de moyens pilotables et flexibles en back-up sera toujours nécessaire à l´horizon de 2050 pour couvrir les aléas pouvant affecter la production, la consommation et les réseaux.

Stabilité du système électrique

La mise en place de millions de petites unités de production décentralisées notamment à base d´énergies renouvelables intermittentes, injectant majoritairement dans le réseau de distribution, entraîne un changement radical dans le fonctionnement du système électrique. Le fonctionnement fiable du système électrique soulève donc aussi la question des mesures à prendre pour assurer les services système (maintien de la tension et de la fréquence, mise à disposition de la puissance réactive, redémarrage du réseau suite à un « black-out »).

La stabilité du système électrique repose actuellement sur les grandes masses tournantes, les rotors des alternateurs des centrales conventionnelles. 

A l´avenir il faudra donc maintenir la stabilité en dépit de la réduction de cette inertie. Pour cela, des moyens devront être développés afin de surmonter la difficulté résultant d´une capacité réduite de centrales conventionnelles. Or, si des solutions techniques existent comme par exemple le «réglage rapide de fréquence», les compensateurs synchrones ou les contrôles «grid-forming» (GRT 2020b), elles se trouvent à différents stades de maturité. La démonstration de la faisabilité sur un grand système électrique dans un pays de la taille de l´Allemagne n´a pas encore été fournie.

Développement du réseau

L´intégration d´une proportion très élevée des énergies renouvelables nécessite un développement massif du réseau de transport et de distribution, voir chapitre « Modernisation du réseau électrique ».

En conclusion, le développement des énergies renouvelables est en progression constante, néanmoins des mesures supplémentaires et le développement de nouvelles technologies seront nécessaires pour assurer la sécurité d´approvisionnement.

Contraintes économiques

Le débat sur la soutenabilité des énergies renouvelables a tendance à se concentrer sur le prix de l´électricité en Allemagne, un réel point de discorde entre les protagonistes et les critiques de l´Energiewende.

Le développement massif des énergies renouvelables a un impact sur les différents composants du prix de l´électricité (voir plus loin).

L´institut de Düsseldorf (DICE) a fait une étude à la demande de l´INSM (Initiative Neue Soziale Marktwirtschaft) sur les coûts inhérents à la transition énergétique pour le seul secteur de l´électricité et hors investissements pour les énergies renouvelables (INSM 2016).

Selon cette étude, les coûts cumulés pour 2000 à 2025 sont estimés à 520 milliards d´Euros (cf. figure 11), financés en grande partie par le consommateur. Et les coûts ne s’arrêteront pas pour autant en 2025.

Fig 11 couts DICE_1
Figure 11 : Estimation des coûts cumulés du tournant énergétique dans le secteur de l´électricité pour 2000 – 2025

Presque 80% (~ 408 milliards d´Euros) sont constitués par les charges de soutien aux énergies renouvelables. La subvention de la cogénération est estimée à 18 milliards d´Euros.

Les coûts nécessaires à la modernisation des réseaux de transport et de distribution sont évalués à plus de 55 milliards d´Euros.

Les coûts du financement de la recherche publique dans le domaine des énergies renouvelables sont estimés à 12 milliards d´Euros.

Un poste « Divers » de 27,5 milliards d´Euros contient entre autres les coûts de maintien de la stabilité du réseau (~ 12 milliards d´Euros) et la dépréciation comptable du parc thermique pour cause de rentabilité réduite (~ 6 milliards d´Euros). L´injection massive d´électricité renouvelable met en péril la rentabilité des centrales conventionnelle en activité. Les grands énergéticiens allemands ont dû procéder à une dépréciation extraordinaire des actifs sur leur portefeuille de centrales conventionnelles. Les coûts induits par les taux très préférentiels pour les investissements dans les énergies renouvelables sont estimés à 6 milliards d´Euros.

En revanche les prix négatifs sur le marché spot de la bourse, qui suscitent toujours un grand intérêt en France, ne représentent qu´une faible part du coût total du tournant énergétique du secteur de l´électricité selon DICE.

Dans sa réponse à une question du parlement le gouvernement allemand a mis en doute l´étude de l´institut de Düsseldorf (Deutscher Bundestag 2017). Selon le gouvernement, les coûts de la transition énergétique ne peuvent pas être déterminés en additionnant quelques postes isolés du système électrique actuel (soutien des énergies renouvelables, tarif d´utilisation du réseau, etc.).

Seule la comparaison des coûts de la transition énergétique avec un scénario « Business-As-Usual » – sans atteindre les objectifs climatiques – permettrait de déterminer les coûts supplémentaires. Si à la lumière de cette comparaison apparaissaient des coûts supplémentaires, il faudrait en outre les comparer avec ceux induits par une aggravation de la pollution et les conséquences à long terme sur le changement climatique résultant d´un système sans transition énergétique.

Loi sur les énergies renouvelabes (Erneuerbare Energien Gesetz EEG) du secteur électrique

Le cadre réglementaire et en particulier les mécanismes de soutien choisis ont une influence importante sur ce prix. De ce fait il convient d´étudier d´abord la loi allemande sur les énergies renouvelables.

La loi sur les énergies renouvelables, entrée en vigueur en 2000, est le moteur du développement des renouvelables (BMWi 2019a). La part des renouvelables n’était que de 6,2% en 2000 et le gouvernement tablait initialement sur une part des énergies renouvelables à la consommation d´électricité de 13% maximum pour 2010.

Cette loi a prévu la garantie d’un tarif de rachat sur 20 ans (FIT : feed-in tariff) et l’obligation pour le gestionnaire de réseau d’acheter en priorité cette électricité. Le but était de faciliter l’accès du marché aux techniques éoliennes et photovoltaïques.

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. La loi sur les énergies renouvelables (EEG) a été adaptée au fur et à mesure depuis son entrée en vigueur en 2000.

La figure 12 illustre la courbe d’apprentissage afin d’ajuster les objectifs et le niveau du soutien au développement des filières d’énergies renouvelables (AGEB; Agora Energiewende 2017) . Comme déjà évoqué plus haut, le gouvernement vise maintenant une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité d´ici 2030.

Fig 11_Adaptations successives EEG_1
Figure 12 Adaptation régulière de la loi sur les énergies renouvelables (EEG)

La loi a fait l’objet d’une adaptation régulière (EEG 2004, EEG 2009 et EEG 2012) afin d’ajuster le niveau du soutien au développement des filières d’énergies renouvelables et celui des tarifs de rachat garantis. Au cours des nombreuses évolutions, le nombre de paragraphes dans l’EEG a augmenté de manière significative. Alors que la « loi originale » de 2000 était encore limitée à douze, le nombre de paragraphes est passé à plus de 170 depuis 2017.

Deux révisions importantes successives de la loi EGG ont été adoptées.

La réforme de 2014 (EEG 2014) constitue un pas important dans l´adaptation du dispositif de soutien aux énergies renouvelables (BMWi 2019a). Elle marque l´abandon progressif des tarifs d’achat (pour des installations > 100 kW à partir de 2016) au profit d´un régime de la vente directe de l´électricité produite assortie d´un complément de rémunération variable  (FIP : feed-in premium) payé pendant 20 ans. Ce complément de rémunération compense l´écart entre les revenus tirés de la vente directe de l´électricité (valeur marchande moyenne) et d´une rémunération de référence (valeur de référence) fixée selon le type d´installation. Les principales modifications sont décrites dans l´annexe 5.

La réforme (EEG 2017), entrée en vigueur début 2017, constitue une vraie césure par la généralisation des procédures de mise en concurrence par appels d’offres (BMWi 2019a). La modification la plus importante de la loi est que la valeur de référence (EEG 2014) n’est plus fixée comme auparavant par l’État mais, comme en France, par le biais des procédures d’appels d’offres.

De plus, le développement des énergies renouvelables a été synchronisé avec la modernisation  du réseau. Pour chaque technologie – éolien terrestre ou maritime, photovoltaïque, biomasse – des volumes annuels de construction, adaptés au rythme du développement du réseau, ont été définis.

Les dispositions d’appels d’offres sont propres à chaque filière (éolienne terrestre et en mer, photovoltaïque, biomasse et biogaz). De plus des alternatives ont été introduites aux appels d’offres spécifiques à chaque filière : appels d’offres bi-technologiques, appels d’offres pour l’innovation technologique et appels d’offres transfrontaliers (cf. annexe 6).

Les petites installations photovoltaïques (PV) et éoliennes terrestres jusqu´à 750 KW et biomasse jusqu´à 150 kW en sont exemptées : de même pour les installations hydroélectriques car la situation concurrentielle a été jugée trop faible pour permettre de mener à bien des appels d’offres.

Au fil du temps, le développement des énergies renouvelables a été freiné par certaines dispositions contreproductives de la loi EEG 2017 :

  • les privilèges des « sociétés de citoyens » dans le cadre des appels d’offres pour l’énergie éolienne,
  • le plafond, fixé à 52 GW pour l´ensemble des installations photovoltaïques jusqu`à 750 kW en raison des coûts élevés du soutien du photovoltaïque dans le passé
  • la discussion sur la distance entre les éoliennes terrestres et les habitations

La loi a donc été adaptée pour y remédier (cf. annexe 6).

Dans le cadre de la loi EEG 2017, la loi sur le développement et la promotion de l’énergie éolienne maritime est entrée en vigueur début 2017, cf. (Allemagne-Energies 1).

La loi règlemente entre autres les procédures d´appels d’offres pour les éoliennes maritimes mises en service à partir de 2021.

L´avenant à la loi, entré en vigueur en décembre 2020, entérine les nouveaux objectifs d´une capacité installée de 20 GW à l´horizon de 2030 et de 40 GW d´ici 2040. Le nouvel objectif de 2030 a rendu nécessaire l’adaptation des procédures d’appel d’offres (cf. annexe 6).

La nouvelle loi EEG 2021 a remplacé à partir de 2021 la loi de 2017 par une version fondamentalement modifiée (BMWi 2020b). L´application de la nouvelle loi est soumise à la procédure de contrôle des aides nouvelles de la Commission Européenne.

Son objectif est de créer les conditions juridiques permettant de garantir que toute l´électricité produite et consommée en Allemagne soit neutre en carbone à partir de 2050. L´objectif intermédiaire est une part des énergies renouvelables de 65 % à la consommation brute d´électricité en Allemagne en 2030. Pour une consommation brute d´électricité supposée à 580 TWh en 2030, la production d´électricité à partir d´énergies renouvelables devrait atteindre 377 TWh, donc une augmentation d´environ 120 TWh par rapport à 2020 ce qui nécessite une capacité installée d´énergies renouvelables d´au moins 200 GW.

Dans ce contexte, la loi fixe des trajectoires contraignantes de développement des filières à l´horizon de 2030 et introduit un processus de monitoring pour vérifier si les énergies renouvelables se développent au rythme souhaité. Si une augmentation significative de la consommation brute d´électricité se produisait d´ici 2030, il est prévu d´adapter le niveau de production d´électricité à partir de sources d’énergie renouvelables, la capacité installée et les volumes des appels d´offres nécessaires.

Outre la définition d´un cadre pour la poursuite d´exploitation des installations en fin de période de soutien de 20 ans, les nouveautés sont notamment l´assouplissement des règles de l’autoconsommation collective photovoltaïque et le durcissement des conditions pour l´injection lors d’épisodes de prix de l´électricité négatifs. Plusieurs mesures visent à encourager la construction de nouvelles installations renouvelables dans la partie sud du pays pour soulager le réseau nord-sud.

Suite à la décision du gouvernement allemand de réduire les émissions de gaz à effet de serre de 65% d´ici 2030 par rapport à 1990, contre 55% auparavant, (Allemagne-Energies 2021e), le Ministère de l´Économie et l´Énergie a publié mi-juillet 2021 une nouvelle estimation de la consommation d´électricité à l´horizon de 2030 (BMWi 2021a). Le durcissement des objectifs climatiques conduirait à une consommation entre 645 et 665 TWh en supposant 14 millions de voitures électriques, 6 millions de pompes à chaleur et 30 TWh pour la production de l´hydrogène vert. Une analyse détaillée suivra à l´automne 2021. En conséquence le développement des énergies renouvelables sera révisé à la hausse pour atteindre la part cible de 65% à la consommation brute d´électricité à l´horizon de 2030.

Les principales mesures sont décrites dans l´annexe 7.

Critique de la loi « EEG » du secteur électrique

Concernant l´adaptation régulière de la loi sur les énergies renouvelables électriques, on peut reprocher au gouvernement allemand cette navigation à vue et la prise de décision tardive pour stopper la hausse des coûts de soutien aux énergies renouvelables….

La Commission d’experts sur la recherche et l’innovation mise en place par le gouvernement fédéral se montre encore plus critique vis-à-vis du rôle joué par la loi « EEG ». Selon son rapport 2014 (EFI 2014)  « … la loi sur les énergies renouvelables ne contribue pas à la protection du climat, mais la rend plus onéreuse et ne montre aucun impact mesurable sur l’innovation. De ce fait, il n’existe aucune justification pour un maintien de ce dispositif de soutien aux énergies renouvelables… ».

La question n’est donc pas de savoir si une intervention du gouvernement est justifiée, mais plutôt quelle intervention est appropriée pour faciliter la transition vers la neutralité carbone.

Impact d´énergies renouvelables sur le coût de l´électricité des ménages allemands

L’impact des énergies renouvelables sur le coût de l´électricité est un réel point de discorde entre les protagonistes et les critiques de l´Energiewende.

Le prix du kWh payé par le ménage allemand est parmi les plus élevés d’Europe, voir (Allemagne-Energies 2).

Pour déterminer l´impact des énergies renouvelables sur le coût, il convient d´analyser en détail l´évolution des composants du prix de l’électricité des ménages allemands, à savoir la part « fourniture » comprenant les coûts de commercialisation du fournisseur ainsi que ses coûts d’approvisionnement en énergie sur le marché de l’électricité ou via ses propres moyens de production, la part « acheminement » (transport et distribution) correspondant principalement au tarif d´utilisation du réseau et la part « fiscalité » composée des taxes et contributions diverses.

La figure 13 montre la composition du prix de l’électricité pour un ménage allemand depuis 2008 (BDEW 2021).

Fig 12 decomposition prix elec menage allemand 2008_2021
Figure 13 : Décomposition du prix de l’électricité pour un ménage allemand

La part fourniture

La part « fourniture  » du prix de l’électricité a diminué en valeur absolue entre  2013 et 2017 sous l’effet de la baisse des prix du marché de gros de l’électricité.  Une partie de la baisse du prix de marché était conjoncturelle et provient de la baisse du prix des combustibles – notamment du charbon –  mais il existe également des causes plus structurelles liées à la forte croissance des énergies renouvelables, rémunérées hors marché par des tarifs d’achat garantis. L’injection prioritaire d’électricité renouvelable, dont la plupart ont un coût marginal de production quasi-nul, décale l’appel des autres technologies de production au coût marginal plus élevé.

Depuis 2017, la part fourniture montre une tendance croissante (voir figure 12) suite à l´augmentation du prix sur le marché spot (BNetzA 4).

Depuis leur introduction à la bourse EPEX Spot en 2008, on observe aussi des prix négatifs au marché spot. Il s´agit d´épisodes relativement rares qui peuvent notamment survenir lors des creux de consommation en raison de capacités de production difficilement modulables ou intermittentes (éolien, solaire). Des prix négatifs sont principalement observés en Allemagne lorsque les énergies renouvelables intermittentes couvrent une part importante de la consommation. Le nombre de pas horaires avec des prix négatifs en Allemagne a fortement augmenté depuis 2015 (voir annexe 8).

La baisse du prix spot a un impact sur le composant « fiscalité » et conduit à une augmentation de la charge de soutien aux énergies renouvelables, calculée par le différentiel entre les prix garantis et le prix de gros.

La part acheminement

Le tarif d´utilisation du réseau est resté constant jusqu´à 2012 sous l´effet de la régulation (régulation incitative sur base de benchmark). Mais depuis le tarif est reparti à la hausse (cf. figure 12). Un certain nombre de facteurs y ont contribué, entre autres les investissements importants de la modernisation des réseaux de transport et de distribution afin d´y intégrer les énergies renouvelables (voir chapitre plus haut) mais aussi la hausse importante des coûts relatifs à la stabilisation du réseau.

L´injection accrue d´électricité renouvelable intermittente a en effet provoqué une hausse importante des interventions des gestionnaires des réseaux allemands pour éviter la congestion du réseau. Cette hausse des interventions provient, pour l´essentiel, du retard pris dans le développement du réseau, lequel n´arrive pas à suivre le rythme auquel se développent les éoliennes et le photovoltaïque (voir annexes 1 et 9).

Si le redispatch et countertrading du parc conventionnel ne suffisent plus à stabiliser le réseau, la loi autorise l´écrêtement de la production d´énergies renouvelables intermittentes, pour lequel les producteurs reçoivent une indemnisation (voir annexe 9). L´indemnisation est facturée aux consommateurs via le tarif d´utilisation du réseau.

La part fiscalité

L´électricité est nettement plus taxée en Allemagne qu´en France (Allemagne-Energies 2).

Les composants les plus importants de la part « fiscalité » du prix de l´électricité sont la charge de soutien aux énergies renouvelables, la taxe sur l´électricité (fiscalité écologique introduite en 1999) et la redevance de concession (taxe locale des communes). La TVA qui s´applique sur les composants fourniture, acheminement ainsi que sur les diverses taxes constitue la deuxième plus grande part après la charge de soutien aux énergies renouvelables (cf. figure 13).

La part « fiscalité » s´est envolée depuis 2010 avec le développement massif des énergies renouvelables et a dépassé les 16 €ct/kWh depuis 2017 (cf. figure 12). La légère baisse en 2021 est due au plafonnement de la charge de soutien des énergies renouvelables (cf. figure 17).

Pour la décomposition détaillée des taxes et contributions pour les ménages, cf. figure 14 (BDEW 2021).

Fig 13 decomposition taxes 2021_ bdew
Figure 14 : décomposition des taxes et contributions pour les ménages en 2021 (consommation annuelle 3500 kWh)
Explication des taxes et contributions :
  • Umlage für abschaltbare Lasten : charge de soutien du dispositif d’effacement de consommation d´électricité (Verordnung über Vereinbarungen zu abschaltbaren Lasten ou «AbLaV»). Les gestionnaires des réseaux de transport allemands peuvent conclure des contrats flexibles hebdomadaires avec des clients pour un total de 1500 MW de capacité. Ils peuvent ainsi réduire la consommation de ces clients à distance et à brève échéance en échange du versement d´une rétribution. Cette mesure aidera les gestionnaires des réseaux à stabiliser le réseau électrique en réduisant la demande si nécessaire, notamment en raison de la production fluctuante des énergies renouvelables intermittentes (éolien, photovoltaïque). Les candidats avec lesquels sera conclu un contrat d’effacement seront sélectionnés par une procédure d’appel d’offres. Les informations actualisées sont disponibles sur le site des GRT (GRT).
  • Offshore-Netzumlage : charge de soutien au développement des réseaux offshore, jusqu´à 2018 appelée « Offshore-Haftungsumlage » (dédommagement des exploitants de parcs offshore non raccordés au réseau dans le délai prévu)
  • § 19 StromNEV-Umlage : compensation des pertes des gestionnaires de réseaux locaux suite au dégrèvement de tarif d´utilisation du réseau de l´industrie électro-intensive
  • KWKG – Umlage : charge de soutien à la cogénération
  • EEG – Umlage : charge de soutien aux énergies renouvelables correspondant partiellement aux charges pour contribution au service public de l’électricité (CSPE)
  • Stromsteuer : taxe sur l´électricité, fiscalité écologique, introduite en 1999 par la loi (Stromsteuergesetz – StromStG) pour réduire la consommation d´énergie et financer la baisse des coûts non salariaux du travail
  • Konzessionssabgabe : Redevance de concession (taxe locale des communes, varie en fonction de la taille de la commune)
  • Mehrwertsteuer 19% (TVA) : La TVA s’applique sur la part fourniture et acheminement ainsi que sur les taxes mentionnées ci-dessus

Le DG Trésor a publié en 2013 une comparaison détaillée des prix de l’électricité en France et en Allemagne (DG Trésor 2013).

Charge de soutien aux énergies renouvelables (EEG – Umlage)

Comme déjà évoqué, la majeure partie de la fiscalité allemande provient de la charge de soutien aux énergies renouvelables. Il convient donc d´approfondir ce sujet.

Le montant total des investissements pour les énergies renouvelables du secteur de l´électricité s´élève à environ 242 milliards € sur la période 2000 – 2020 (voir figure 15) soit en moyenne environ 12 milliards € par an, avec un pic atteint en 2010 à 24,7 milliards € (BMWi 1; UBA 2021a). Presque 88 % du montant total ont été attribués aux énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque).

Ces investissements ont contribué à une forte hausse des emplois liés aux énergies renouvelables depuis 2000 (cf. annexe 10).

Figure 15 : Investissements de 2000 à 2020 dans les énergies renouvelables du secteur électrique

Ces investissements sont principalement financés par le biais du tarif de rachat garanti sur 20 ans, lequel est financé par la vente de l´électricité sur le marché et par la charge de soutien aux énergies renouvelables (soit EEG – Umlage  = différence entre le prix de revente de l’électricité sur le marché et le prix de rémunération que les exploitants des installations d´énergies renouvelables électriques reçoivent).

Depuis 2010 l´électricité produite par les exploitants d´énergies renouvelables est exclusivement vendue par les quatre gestionnaires des réseaux de transport. La charge servant à rembourser les gestionnaires des réseaux de transport est cumulée sur le « compte EEG ». Le développement massif des énergies renouvelables, associé à la baisse des prix du marché de gros de l’électricité, a majoré de façon fulgurante la charge de soutien (BMWi 2)

Depuis 2012, une réserve de liquidité (Liquiditätsreserve) permet aux gestionnaires des réseaux une compensation des fluctuations sur le « compte EEG » liées aux incertitudes sur les indemnités à payer aux exploitants d´énergies renouvelables dans l´année suivante. Elle était normalement fixée à 10% des charges de soutien aux énergies renouvelables mais pourrait être adaptée au cas par cas.  

La figure 16 montre l´évolution de ce compte ex-post (ex-ante à partir de 2020) pour les différentes filières renouvelables avant compensation grâce aux provisions non utilisées ou subventions d´État. 

Fig 15_EEG Differenzkosten 2000_2021
Figure 16 : Evolution du compte EEG ex-post (ex-ante à partir de 2020) avant compensation grâce aux provisions non utilisées ou subventions d´État

Les différentes filières renouvelables ont un impact financier très variable sur la charge de soutien (BMWi 2). La figure 17 met en évidence le soutien très coûteux au photovoltaïque (différence entre le tarif de rachat et le prix de revente sur le marché  nettement plus élevée que pour les autres filières dans le passé).

Fig 16_EEG Differenzkosten 2000_2021 pro EE
Figure 17 : Différence entre le tarif de rachat et le prix de revente sur le marché des différentes filières des énergies renouvelables

A titre d’exemple, en 2005 la différence entre le tarif de rachat et le prix de revente se situait à 7,3 ct/kWh pour la biomasse, 5,6 ct/kWh pour l’éolien terrestre et 49,6 ct/kWh pour le photovoltaïque. Compte tenu d´une augmentation d´un facteur 35 entre 2005 et 2019 du volume d’électricité générée, l´impact du photovoltaïque sur le compte EEG reste important (~ 36 %) malgré une baisse considérable de la différence entre le tarif de rachat et le prix de revente depuis 2005.

Toutefois le montant de la charge est resté relativement stable ces dernières années alors que la production d´électricité d’origine renouvelable a continué de progresser. Selon le Ministre Fédéral de l´Économie et de l´Énergie, les nombreuses révisions de la loi sur les énergies renouvelables (EEG) ont rendu leur développement beaucoup plus abordable.

En revanche, la situation s´est dégradée suite à la crise sanitaire du Coronavirus. Le prix de gros moyen de l’électricité en 2020 a baissé de presque 20% (Allemagne-Energies 2021a) ce qui aurait provoqué mécaniquement l´augmentation de la charge de soutien. Selon les quatre gestionnaires de réseaux de transport allemands 50Hertz, Amprion, TenneT et TransnetBW la charge de soutien aurait pu augmenter à plus de 96 €/MWh en 2021 donc en forte hausse par rapport à 2020 (67,56 €/MWh).

C´est pourquoi le gouvernement allemand a décidé de plafonner la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques (EEG-Umlage) à 65 €/MWh en 2021 et à 60 €/MWh en 2022 grâce à une subvention de l´État financée par les recettes provenant de la taxe carbone en vigueur depuis 2021 (cf. (Allemagne-Energies 2020a).

La flambée des prix de l´électricité sur le marché de gros et la subvention de l´État entraînent la baisse de la charge de soutien à 37,23 €/MWh en 2022. Le montant diminue donc de près de 43 % par rapport à 2021 et se situe nettement en-dessous du plafond de 60 €/MWh décidé par l´État pour 2022 (Allemagne-Energies 2021c).

La figure 18 montre l´évolution des charges de soutien et de la production des énergies renouvelables électriques soutenues. Un montant inférieur à 40 €/MWh a été atteint pour la dernière fois en 2012 (35,92 €/MWh) et ce malgré le doublement du volume d´électricité d´origine renouvelable, soit 239 TWh estimés pour 2022 contre 118 TWh en 2012.

Fig 18 Evolution EEG Umlage 2010_2022 neu
Figure 18 : évolution de la charge de soutien et de la production des EnR électriques soutenues

En 2021, la contribution des consommateurs aux charges de soutien aux énergies renouvelables électriques est avec 22,4 Md€ en légère baisse par rapport à 2020 (24,1 Md€) grâce à la subvention de l´État (voir plus haut).

En 2021, ces charges de soutien sont principalement supportées par les ménages (cf. figure 19) avec ~ 37 % soit 8,2 milliards d´ € (BDEW 2021). Avec 5,7 milliards d´€, l’industrie non privilégiée supporte environ 25 %. L´industrie électro-intensive est protégée sous forme d´un dégrèvement partiel au soutien des énergies renouvelables.

 

Fig 18 EEG Aufteilung consommateur 2021
Figure 19 : Contribution des consommateurs aux charges de soutien aux énergies renouvelables électriques en 2021 et subvention de l´État

Le gouvernement s´attend à ce que la charge de soutien des énergies renouvelable diminue sensiblement dans les prochaines années.

Les tarifs d´achat étant garantis vingt ans, à compter de 2021 les anciennes installations, c´est-à-dire les plus coûteuses, sortiront progressivement du soutien. Cet effet sera renforcé par la mise en place des appels d´offres depuis 2017 (cf. annexe 6) et les gains de compétitivité des futures installations renouvelables.

La nouvelle loi sur les énergies renouvelables « EEG 2021 », qui a remplacé début 2021 la loi précédente par une version fondamentalement modifiée, contient aussi diverses mesures visant à réduire davantage les charges de soutien pour les nouvelles installations d’énergies renouvelables (cf. annexe 7).

Comme déjà évoqué plus haut, à l´avenir la charge de soutien des énergies renouvelables sera partiellement financée par l´État. Il a été décidé d´utiliser pour l´allègement de cette charge une partie des recettes supplémentaires provenant de la « taxe carbone » sur les émissions des produits combustibles non couverts par le système européen d´échange de quotas d’émissions.

A terme le gouvernement envisage même de mettre fin au financement de la charge de soutien des énergies renouvelables par le prix de d´électricité.

Toutefois, il subsiste quelques doutes si et dans quelle mesure le prix de l´électricité diminuera réellement dans les années à venir, voir aussi le dernier rapport de la Cour des comptes, cf. (Allemagne-Energies 2021d).

Cela dépend non seulement de la part de fiscalité mais aussi de l´évolution des autres composantes du prix de l’électricité, à savoir la part « fourniture » comprenant les coûts de production et commercialisation de l´électricité, et la part « acheminement » (transport et distribution).

Depuis plusieurs années le tarif d´utilisation du réseau de transport augmente. Un certain nombre de facteurs y ont contribué, entre autres les investissements importants dans la modernisation des réseaux de transport et de distribution mais aussi la hausse des interventions pour éviter la congestion du réseau. Pour l´essentiel, cette hausse des interventions provient du retard pris dans le développement du réseau, lequel n´arrive pas à suivre le rythme auquel se développent les énergies renouvelables intermittentes.

En outre il faut compter sur une augmentation de la demande d´électricité, notamment par la mise en œuvre de la stratégie de l´hydrogène et l´électrification accrue des secteurs de la chaleur et des transports (promotion de l´électromobilité et de la chaleur renouvelable, par exemple au moyen de pompes à chaleur). Cela majore le risque d´une augmentation significative du prix de l´électricité.

Annexe 1 – Forte hausse des interventions des GRT

Le réseau de transport est la « colonne vertébrale » du système électrique de chaque pays. Le réseau de transport en Allemagne se compose de quatre régions. Leur gestion est confiée à quatre gestionnaires (les GRT) qui assurent l´acheminement de l´électricité et la sécurité du système, chacun dans une partie du territoire allemand (GRT 2) : TenneT, Amprion, 50Hertz et TransnetBW .  

Les GRT sont des acteurs pertinents dans l´intégration de l´électricité produite à partir d´énergies renouvelables dans l´infrastructure du réseau de transport. Ils sont en outre chargés de la connexion des éoliennes en mer au réseau de transport terrestre. Amprion et TenneT sont responsables pour la Mer du Nord et 50Hertz pour la Mer Baltique (cf. figure A1.1).

Les responsabilités des GRT sont décrites dans la loi de l´énergie (Energiewirtschaftsgesetz – EnWG) (BMJV 2019).

Amprion a la fonction de leader de l´équilibrage du réseau du pays entier et assure la coordination non seulement entre les trois autres GRT allemands mais aussi avec les GRT d´autres pays européens (entre autres RTE).

Les GRT allemands sont supervisés par l´Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) qui veille à ce que la sécurité de l’approvisionnement en électricité reste garantie.

Fig A1_11 GRT
Figure A1.1 : Les 4 gestionnaires de réseaux de transport (GRT)

Les mesures à disposition des GRT pour assurer l´équilibrage du réseau dans leur périmètre de responsabilité comprennent :

  • Redispatching : réduction ou augmentation de la production d’électricité à partir de centrales électriques conventionnelles (> 10 MW) avec remboursement des coûts. Le but est de modifier les flux physiques afin de réduire les congestions du réseau de transport.
  • Countertrading (échanges de contrepartie) : mesure commerciale consistant en la modification du plan de production/charge de deux actifs de façon symétrique (augmentation pour l’un de ses actifs et diminution pour l’autre), permettant de modifier les flux physiques sur le réseau de transport
  • Centrales de réserve : utilisation des centrales électriques de réserve pour se procurer l’électricité de redispatching manquante, avec remboursement des coûts.
  • Feed-in management (EinsMan) : si les mesures ci-dessus sont insuffisantes, écrêtement de la production d´énergies renouvelables et de la cogénération à la demande du GRT avec compensation pour éviter une congestion du réseau

Si ces mesures ne suffisent plus pour réduire les congestions du réseau, les GRT peuvent procéder à des mesures d´adaptation : ajustement des injections d´électricité et/ou des approvisionnements en électricité, sans compensation.

Depuis 2015, les actions décrites ci-dessus ont gagné en importance en raison de l’évolution du paysage de la production, qui se caractérise par une augmentation des énergies renouvelables intermittentes. En cause, la très lente modernisation du réseau électrique qui ne suit pas le rythme du développement des énergies renouvelables. Des situations de congestion importante apparaissent et entraînent une explosion des coûts des actions correctives.

La figure A1.2 (gauche) montre les réductions/augmentations de la production des centrales conventionnelles dans le cadre du redispatching & countertrading, et dans la figure A1.2 (droite) la quantité écrêtée de la production des énergies renouvelables (hors hydroélectricité) et de la cogénération.

Fig A1_2 Eingriffe GRT 2012_2020
Figure A1.2 : Interventions des GRT entre 2012 et 2020

Le volume du redispatching & countertrading a considérablement augmenté depuis 2013. Une utilisation accrue de ces mesures se produit principalement pendant les mois d’hiver. Outre la hausse de consommation en hiver, les raisons en sont notamment l’augmentation de la production éolienne dans le nord et la diminution de la production photovoltaïque dans le sud du pays.

Le volume d´écrêtement de l´électricité provenant des énergies renouvelables et de la cogénération s´est élevé à 6186 GWh en 2020. Malgré une légère baisse, le volume reste à peu près au même niveau que l´année précédente.

L´écrêtement a concerné à environ 96% l´éolien (67% l´éolien terrestre et 29% l´éolien en mer) selon l’Agence Fédérale des Réseaux (BNetzA 5). L´écrêtement de l´éolien correspond à 4,5% de la production éolienne en 2020.

Les coûts des actions correctives sont détaillés en annexe 9.

Redispatch 2.0 – fin à la priorité d’injection des installations renouvelables sur le réseau

A compter du 1er octobre 2021, les installations d’énergie renouvelable à partir de 100 kW seront incluses dans un cadre harmonisé de « redispatching » avec les centrales conventionnelles (Redispatch 2.0).

Actuellement, seules les centrales conventionnelles d’une puissance nominale à partir de 10 MW participent au redispatching des gestionnaires des réseaux de transport pour éviter la congestion du réseau. À l’avenir, toutes les installations de production d’une puissance nominale à partir de 100 KW seront incluses dans les mesures du redispachting. Il en résultera de nouvelles exigences pour les gestionnaires des réseaux de distribution et pour l’exploitation et la gestion des installations d’énergie renouvelable, des centrales de cogénération et des installations de stockage d´énergies.

Le cadre harmonisé de « Redispatch 2.0 » vise à réduire les coûts des actions de stabilisation du réseau. Ces coûts sont supportés par le consommateur par le biais du tarif d´utilisation du réseau.

La priorité d’injection au réseau des installations d’énergie renouvelable et des centrales de cogénération sera toutefois largement préservée. Les gestionnaires de réseau peuvent recourir à la réduction de la production d´énergies renouvelables ou de la cogénération seulement si elle plus efficace que la réduction de la production conventionnelle pour éviter la congestion du réseau (BNetzA 2020a).

Annexe 2 – Loop flows – flux en boucle

Les échanges contractuels entre deux pays sont le résultat de transactions commerciales entre les acteurs du marché. Les échanges physiques rendent compte quant à eux des flux d´électricité qui transitent réellement sur les lignes d’interconnexion reliant directement les pays. Les « loop flows » sont la différence entre les soldes des échanges physiques et commerciaux.

La figure A2.1 issue du rapport monitoring de l´Agence Fédérale des Réseaux (BNetzA 4) montre la situation des flux en boucle (loop flows).

Les valeurs noires signifient : solde échanges physiques > solde échanges commerciaux donc le volume des échanges physiques depasse le volume des échanges commerciaux. Les valeurs rouges : solde échanges physiques < solde échanges commerciaux.

Fig A2_1 Loopflows2018_2019
Figure A2.1 : Loop flows en 2018 et 2019 selon l´agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur)

Compte tenu du déficit des lignes de transport, le courant est acheminé du nord au sud de l´Allemagne par la frontière orientale via la Pologne, la République Tchèque vers l´Autriche. À la frontière ouest le courant transite via les Pays-Bas, la Belgique et la France vers l´Allemagne du sud.

Compte tenu du déficit des lignes de transport entre la France et la Suisse et Italie, l´électricité exportée par la France vers ces pays transite en partie par l´Allemagne du sud. A titre d´exemple, en 2019, le solde des flux physiques entre la France et la Suisse a été négatif (- 7,91 TWh), cela signifie que le flux physique qui a réellement transité sur les lignes d´interconnexion reliant directement les deux pays a été inférieur de 7,91 TWh au volume de l´électricité vendu par la France à la Suisse. Cela explique d´ailleurs l´écart important entre les volumes de flux physiques et de flux commerciaux échangés entre l´Allemagne et la France. Le solde des flux physiques est en faveur de la France et le solde des flux commerciaux en faveur de l´Allemagne.

La Commission européenne a établi avec le règlement (UE) No. 838/2010 un mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport (Inter-TSO-Compensation) pour les coûts encourus du fait de l´accueil de flux trans­frontaliers d´électricité sur leur réseau.

En 2019, les quatre GRT allemands ont reçu une compensation de 6,62 millions d´Euros et ont dû apporter une contribution de 15,79 millions d´Euros en retour (BNetzA 4). Cela signifie que les GRT allemands ont dû verser un montant compensatoire net de 9,17 millions d´Euros au mécanisme de compensation entre gestion­naires de réseau de transport.

Annexe 3 – Coupures de courant non prévues (SAIDI)

Malgré un développement massif des EnR intermittentes, l´Allemagne, grâce à ses moyens pilotables conventionnels en backup, fait partie du groupe de tête en matière de sécurité d´approvisionnement.

L’indice SAIDI (System Average Interruption Duration Index) donne la durée moyenne d’interruption de l’approvisionnement d’un consommateur final moyen pendant la période considérée.

En 2016 les coupures de courant non prévues hors événements exceptionnels étaient selon (CEER 2018) de 13 minutes en Allemagne (voir figure A3.1). A droite de la figure une comparaison entre la France et l´Allemagne de l´indice SAIDI pour les années 2010 à 2016 en minutes par consommateur.

Fig A3_1_SAIDI
Figure A3.1 : Coupures de courant non prévues hors événements exceptionnels en minutes par consommateur

Selon l´Agence Fédérale des Réseaux (BNetzA 2020b), l´indice SAIDI de l´Allemagne était de 12,2 minutes en 2019.  C’est la valeur la plus faible depuis 2006.

Il ne semble pas exister de corrélation entre un mauvais résultat de l´indice SAIDI et une part élevée d’énergies renouvelables dans le système électrique d’un pays. Ce sont plutôt des facteurs tels que le développement économique et/ou l’infrastructure du réseau et notamment du réseau de distribution qui sont décisifs pour l´indice SAIDI.

Toutefois, l’indice SAIDI ne peut être déterminé que rétrospectivement et ne permet pas de se prononcer sur la sécurité de l’approvisionnement du réseau dans le futur.

Annexe 4 – Développement des capacités de stockage de l’électricité

Suivant la forme de l’énergie reçue, il est possible de différencier entre les systèmes de stockage mécaniques, électriques, chimiques et électrochimiques. On distingue également les systèmes de stockage sur deux échelles de temps suivant leurs capacités de stockage (BMWi 2019b) :

  • stockage de court-terme et à l’échelle journalière ≤ 24 h, comme par exemple les batteries de tous types, le stockage d’électricité par air comprimé et les stations de transfert d’énergie par pompage – turbinage (STEP)
  • stockage infra-hebdomadaire et inter-saisonnier ≥ 24 h comme par exemple les grandes STEP, et le procédé « Power-to-Gas-to-Power »
Fig A4_1 Capacité de stockage
Figure A4.1 Comparaison de différentes technologies de stockage, avec phase de décharge en fonction de la capacité de stockage (OFATE 2019)

A l´échelle industrielle, seuls sont actuellement disponibles les stockages par batteries et par STEP  (BVES 2019b).  L´office franco-allemand pour la transition énergétique (OFATE) a publié début 2019 un état des lieux en France et en Allemagne sur les systèmes de stockage d’électricité (OFATE 2019).

Tant en France qu’en Allemagne le système de STEP est le plus mature des moyens de stockage d’électricité et offre des rendements élevés (de 70 à 85 %) avec des coûts investissement (CAPEX) de 50 à 200 €/kWh et des coûts de production de 3 à 8 c€  par KWh stocké (Pöhler 2015).

Selon l’Agence Fédérale des Réseaux (BNetzA 1) l´Allemagne dispose de plus de 25 STEP d’une puissance nette de plus de 10 MW, soit une capacité totale de 6,36 GW. En outre, 9 STEP au Luxembourg et en Autriche d’une capacité totale de 3,46 GW injectent de l’électricité directement dans le réseau allemand. La quantité d’énergie stockée actuellement disponible par les STEP correspond donc à environ 0,040 TWh par cycle de charge. A titre de comparaison, la consommation journalière moyenne en Allemagne est de l´ordre de 1,5 TWh.

Selon une étude de l´université d´Aix-la-Chapelle publiée en 2014  (RWTH Aachen 2014), l´Allemagne disposerait d´un potentiel suffisant pour de futures STEP (plusieurs dizaines de GW). Or la construction de nouvelles STEP se heurte souvent aux refus des riverains et des associations de protection de la nature. Plusieurs projets de STEP ont été abandonnés ces dernières années comme par exemple le projet à Atdorf (Forêt-Noire) de 1,4 GW, abandonné en 2017 (EnBW 2017).

C´est la raison de cette coopération avec la Norvège. Avec le gestionnaire de réseau norvégien Statnett, TenneT a mis en service NordLink fin 2020. La ligne en courant continu haute tension d´une longueur d´environ 620 km permet de faire transiter 1,4 GW (TenneT 2020). Elle relie le nord de l’Allemagne au sud de la Norvège. En cas de surproduction, l´électricité produite par des éoliennes en Allemagne du Nord pourra être évacuée vers la Norvège et ainsi éviter des prix négatifs sur le marché spot allemand. A l´inverse, la Norvège fournirait de l´énergie hydroélectrique à l’Allemagne lors des périodes de faible production des éoliennes. Compte tenu d´une consommation horaire moyenne en Allemagne de l´ordre de 60 GWh (voir plus haut), la nouvelle ligne peut couvrir maximum 2% de la demande horaire. Resterait aussi à voir si la Norvège aura à « l´instant t » des réserves disponibles pour exporter de l´électricité vers l´Allemagne en cas de besoin.

A titre de comparaison, les six principales STEP exploitées en France totalisent une puissance d´environ 5 GW en turbinage correspondant à environ 0,1 TWh par cycle de charge, sous l´hypothèse que la pleine puissance en pointe est garantie par le seul pompage. La capacité pourrait presque atteindre 0,2 TWh (OFATE 2019) dans certaines périodes, car sur les six STEP quatre sont des STEP « mixtes » recevant des apports gravitaires d’importance variable  (Ursat 2012). La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) française prévoit le développement de 1 à 2 GW de capacité supplémentaire d’ici à 2025 – 2030.

Parallèlement à ces installations, une puissance de production s’élevant à environ 10 GW est mise à disposition en France par des centrales hydrauliques à accumulation (OFATE 2019). Sur de telles centrales, l’eau est stockée dans un bassin supérieur, puis retournée vers le bassin inférieur par des turbines lors d’une demande d’électricité. Contrairement aux STEP, les centrales hydrauliques à accumulation ne peuvent toutefois pas avoir recours à l’électricité excédentaire du réseau pour un pompage de l’eau du bassin inférieur vers le bassin supérieur.

Les accumulateurs ou batteries rechargeables sont des systèmes de stockage électrochimiques présentant une capacité qui peut atteindre plusieurs MWh. Du fait d´une baisse significative des coûts de production au cours des dernières années, les batteries apparaissent aujourd’hui comme une technologie prometteuse (Villavicencio et Finon 2018).

La technologie de batterie la plus courante est la batterie au plomb. Sa fabrication est la moins onéreuse de toutes, avec des coûts d’investissement (CAPEX) d’environ 90 – 350 €/kWh (OFATE 2019).

Ces dernières années, les accumulateurs lithium-ion se sont de plus en plus répandus. Parmi leurs points forts, on compte une densité énergétique et des taux de rendement très élevés, ainsi qu’une haute performance. De plus, au cours des dernières années, le prix par kWh a baissé et l’on peut s’attendre à d’autres réductions des coûts à l’avenir. Néanmoins, avec des coûts d´investissement de 170 – 600 €/kWh, les accumulateurs lithium-ion restent aujourd’hui nettement plus chers que les batteries au plomb (OFATE 2019).

Une autre technologie de batterie est la batterie redox-flow. Sur cette technologie, contrairement aux batteries conventionnelles, les réservoirs d’électrolyte sont séparés de la cellule d’échange d’ions. Par conséquent, la capacité de stockage est modulable indépendamment de la puissance. Cette technologie se trouve actuellement en stade de développement.

Au cours des dernières années, on a assisté à un développement important des systèmes de batteries de grande puissance en Allemagne. Plus de 90 % de ces batteries emploient la technologie lithium-ion.

La majeure partie de ces batteries est employée à la fourniture de services système notamment pour la mise à disposition de réserve primaire.  La réserve primaire est un service système destiné au maintien de la fréquence sur le réseau électrique et doit pouvoir être disponible dans un délai maximal de 30 secondes et être à disposition en continu pour 15 minutes.

Les batteries de grande puissance, elles aussi, conviennent parfaitement à ce type d’application, qui réclame une puissance élevée sans que des capacités importantes soient requises.

Selon une estimation de l´Association allemande du stockage de l’énergie (BVES) une capacité de l´ordre de 380 MW de batteries de grande puissance serait disponible courant 2019 pour la mise à disposition de réserve primaire (BVES 2019a).

Employées en combinaison avec des installations photovoltaïques d’une puissance maximum de 30 kWc pour l’optimisation de l’autoconsommation, les petites batteries à domicile ont connu également une forte croissance au cours des dernières années en Allemagne. Fin 2017, la capacité de batterie disponible cumulée des systèmes de stockage d’électricité solaire s’élevait à environ 600 MWh (OFATE 2019). La forte augmentation des batteries à domicile s’accompagne de projets pilotes lancés par des GRT, visant la mise en réseau de systèmes de stockage décentralisés en vue de leur utilisation pour la maîtrise des congestions sur le réseau.

L’intégration ou l’utilisation de systèmes de batteries de grande puissance n´est pas aussi développée en France qu’en Allemagne. Leur participation au marché d’ajustement est limitée. Actuellement, il existe quelques projets de démonstration visant à étudier l’utilisation de systèmes de batteries pour la mise à disposition de flexibilités sur le réseau électrique.

Depuis début 2017, un tel projet de démonstration est mené par le gestionnaire de réseau de transport français RTE. Dans le cadre du projet, trois batteries d’une taille de 12 à 15 MW et d’une capacité de stockage de 24 à 30 MWh sont raccordées au réseau de transport.

Parallèlement aux projets de démonstration en France métropolitaine, il existe plusieurs projets et systèmes de batteries dans les départements et territoires d’outre-mer.

Les installations de stockage à air comprimé sont utilisées pour la compression d’air lors de surproductions d’électricité ; cet air comprimé est ensuite stocké dans des cavernes souterraines. Pour récupérer l’électricité, l’air est détendu en mettant en mouvement des turbines. Les installations de stockage à air comprimé conventionnelles sont techniquement au point ; toutefois, elles possèdent encore un taux de rendement assez faible (CDE).

Compte tenu de l’ampleur des besoins pour assurer l´approvisionnement lors d´un épisode prolongé de faible production d´énergies renouvelables fatales, le procédé  » Power-to-Gas-to-Power (P2G2P)  » suscite un intérêt particulier (dena 2019). Il est actuellement le moyen le plus prometteur de stockage massif inter-saisonnier des énergies renouvelables électriques intermittentes.

Le principe repose sur la valorisation des surplus d’électricité des énergies renouvelables intermittentes grâce à leur transformation en hydrogène « vert » par électrolyse de l’eau ou en méthane de synthèse par la réaction de méthanation.

L’hydrogène peut être utilisé comme carburant, directement dans des moteurs thermiques spécifiques ou dans des piles à combustible (l’hydrogène étant converti en électricité et en eau sans émissions de polluants et de CO2).

L’hydrogène peut également être injecté dans les réseaux gaziers dans des proportions limitées, ou être associé au procédé de méthanation. Ce procédé consiste à faire réagir du dioxyde de carbone ou du monoxyde de carbone avec de l’hydrogène afin de produire du méthane de synthèse à grande échelle (qui peut à son tour être transformé en chaleur, électricité ou carburant).

L’Allemagne dispose avec presque 50 stockages souterrains de la plus grande capacité de stockage de gaz naturel en Europe. La quantité stockable de gaz naturel correspond à plus de 227 TWh (BDEW 2020b). L’utilisation de cette infrastructure pour stocker les excédents d’électricité ainsi « gazéifiés » (la capacité de stockage d’énergie étant équivalente à un tiers de la consommation annuelle d´électricité en Allemagne) serait une option intéressante en combinaison avec le procédé « Power-to-Gas-to-Power » (BDEW et DVGW 2018). Environ un tiers des capacités de stockage existantes sont des cavités salines compatibles avec le stockage souterrain d´hydrogène.

Pour comparaison, la France dispose sur son territoire d´une capacité de stockage souterrain de gaz équivalente à environ 131 TWh (BDEW 2020b). En revanche il s´agit majoritairement d´aquifères.

Le déploiement de la technologie du « Power to Gas » est encore au stade de l’expérimentation. En Europe, si de nombreux pilotes avec ou sans injection dans le réseau ont déjà été réalisés, en particulier en Allemagne, la filière est encore loin de pouvoir déployer des solutions industriellement viables à l´échelle du pays. La faiblesse actuelle du procédé P2G2P est son faible taux de rendement et son coût élevé.

Actuellement existent plus de 35 projets de démonstrateurs en Allemagne d´une puissance totale d´électrolyse de 30 MW. Le DVGW (Association allemande de l’industrie du gaz et de l’eau) publie régulièrement un aperçu des projets Power-to-Gas en Allemagne (DVGW 2020). Plusieurs installations sont actuellement en projet dont deux d´un potentiel d´électrolyse de plus de 100 MW (BDEW 2019). Selon le plan de déploiement de l´hydrogène (Allemagne-Energies 1), il est prévu d´accroître les capacités de production d´hydrogène à hauteur de près de 5 GW d´ici 2030 et 10 GW d´ici 2040.

La « stratégie hydrogène française » a été présentée en septembre 2020 (Gouvernement 2020). Avec 7,2 milliards d´euros consacrés à l´hydrogène d’ici à 2030, cette stratégie s´inscrit dans le cadre du plan de relance pour faire face à la crise due au Covid-19. La France s´est fixé un objectif de 6,5 GW d´électrolyseurs installés en 2030.

A titre d´exemple, en France la mise en œuvre à l’échelle industrielle d´une installation de production d’hydrogène constitue le projet Jupiter 1000, mis en service 2020 (GrtGaz 2020). Ce démonstrateur de production d’hydrogène d’1 MWe comprend deux électrolyseurs de deux technologies différentes : PEM (membrane) et Alcaline, alimentés par de l’électricité renouvelable. Il comprend également une unité de captage de CO2 sur les cheminées d’un industriel voisin et une unité de méthanation pour convertir l’hydrogène produit et le CO2 ainsi recyclé en méthane de synthèse.

Le procédé « Power-to-Gas-to-Power » nécessiterait en plus une capacité importante de centrales à gaz pour transformer le combustible synthétique (hydrogène, méthane) en électricité. Selon des études (Allemagne-Energies 1), il faudrait, pour pallier des épisodes prolongés de faible production d´énergies renouvelables intermittentes,  prévoir des moyens pilotables en back-up d´une capacité variant entre 60 GW et 130 GW à l´horizon de 2050 selon les scenarios retenus.

Pour un stockage de très courte durée (OFATE 2019) il convient de mentionner encore :

Les systèmes de stockage inertiel qui utilisent l’énergie cinétique d’une masse en rotation comme moyen de stockage. Le volant d’inertie est accéléré par un moteur électrique grâce à de l’électricité excédentaire. La reconversion est effectuée en couplant le volant à un générateur électrique qui le freine. Ce système convient à un stockage de courte durée, pour une plage allant de la seconde à l’heure.

Les condensateurs et les bobines : l’électricité est stockée sous forme électrique ou électromagnétique. Ces deux technologies de stockage présentent des performances élevées, une longue durée de vie et un temps de disponibilité ultrarapide de quelques millisecondes ; c´est pourquoi ils se prêtent aux mêmes applications de courte durée que les systèmes de stockage inertiel. Toutefois, la capacité pouvant être stockée est très faible avec des valeurs de l’ordre du kWh. De ce fait, cette technologie n’est pas très répandue.

Annexe 5 – Dispositifs de soutien EEG 2014

La réforme de 2014 (EEG 2014) constitueun pas important dans l´adaptation du dispositif de soutien aux énergies renouvelables (BMWi 2019a; Allemagne-Energies 1). Les principales modifications sont :

  • Le développement des énergies renouvelables est encadré par la mise en place des « corridors cibles » en fixant d´ici 2025 leur part dans la consommation de 40 à 45 % et d’ici 2035 de 55 à 60 %.
  • les tarifs sont revus à la baisse pour les nouvelles installations. Jusqu’alors le tarif de rachat moyen, toutes filières confondues, s´élevait à 17 ct/kWh. Pour les nouvelles installations une réduction du tarif moyen de 30% est visée en mettant l´accent sur le développement des technologies de renouvelables les plus économes, c´est-à-dire éolien et photovoltaïque.
  • Pour les installations d’une capacité supérieure à 500 kW à compter du mois d´août 2014 et à partir de janvier 2016 pour toutes les installations d’une capacité supérieure à 100 kW, l’obligation d’achat de tout kilowattheure injecté sur le réseau par les gestionnaires de réseaux à un tarif d’achat fixé à l’avance est remplacée par le modèle de complément de rémunération.
  • Dans ce mécanisme – aussi appelé FIP  (feed-in premium) – les producteurs commercialisent leurs énergies renouvelables directement sur les marchés ou mandatent un tiers et reçoivent un complément de rémunération variable (Marktprämie), payé pendant 20 ans, qui compense l’écart entre les revenus tirés de cette vente (valeur marchande moyenne) et une rémunération de référence (valeur de référence) fixée selon le type d´installation.
  • La prime, versée ex-post, change tous les mois. Sur la base de la valeur de référence, elle est calculée en fonction du prix moyen mensuel de l’électricité sur le marché Spot (valeur marchande moyenne). La valeur de référence est calculée sur la base d’un tarif de rachat de référence défini par l’état (voir figure A5.1). Ce tarif évolue chaque trimestre en fonction du « corridor cible » de la technologie renouvelable. Ainsi, au cas où la capacité installée durant le trimestre écoulé dépasse la borne supérieure du « corridor cible », le tarif de rachat de référence et en conséquence la valeur de référence sera minoré pour toutes les installations engagées postérieurement (voir aussi (Cruciani 2014)).
  • Suspension de la rémunération si le prix de l’électricité au marché spot affiche une valeur négative pendant au moins six heures sans interruption pour les éoliennes > 3 MW et les autres installations d´énergies renouvelables > 500 kW (les projets pilotes sont exempts) mises en service à partir de 2016. Si cela se produit, les exploitants ne recevront plus le complément de rémunération rétroactivement à partir de la première heure de prix négatif.
Fig A5_1_EEG 2014_1
Figure A5.1 : EEG 2014 : mécanisme d´une prime de marché (FIP : feed-in premium)

La réforme de 2014 (EEG 2014) modifie aussi le soutien à l´éolien offshore (BMWi 2019a). L´exploitant peut choisir entre deux modèles pour les installations mises en service avant le 1er janvier 2020 (voir tableau) :

  • Modèle 1 : Un « tarif d´achat de départ » de 15,4 cts/kWh pour des installations mises en service avant 2018. Ce tarif est versé au minimum pendant les 12 premières années.
  • Modèle 2 : Une « concentration » du tarif d’achat de départ (« Stauchungsmodell ») : un tarif de départ plus élevé de 19,4 cts/kWh versé au minimum durant les huit premières années pour des installations mises en service avant 2018
Fig A5_2_soutien eolien offshore

Pour les installations d´éolien offshore mises en service en 2018 et 2019, la loi prévoit une dégression du « tarif d´achat de départ » de 0,5 ct/kWh à 14,9 cts/kWh dans le modèle 1 et de 1 ct/kWh à 18,4 cts/kWh dans le modèle 2. Pour les installations mises en service après le 1er janvier 2020, à nouveau dégression du tarif de départ de 1 ct/kWh à 13,9 cts/kWh dans le modèle 1. Le modèle 2 n´est plus admis pour les installations mises en service en 2020.

Après la première période de 8 ou 12 ans, la valeur de référence (tarif de base) est réduite à 3,9 cts/kWh pour les 12 ans (modèle 2) ou 8 ans (modèle 1) suivants. L´exploitant a le droit de demander un prolongement du versement du tarif de départ en fonction de l’éloignement de la côte et de la profondeur des eaux dans les deux modèles.

Pour l´éolien offshore mis en service à partir de 2021, la valeur de référence est déterminée par appel d´offres (voir plus haut).

Annexe 6 – Dispositifs de soutien EEG 2017

C´est à partir de l’amendement de la loi en 2017 (EEG 2017) que l’on peut observer une vraie césure du dispositif de soutien aux énergies renouvelables (BMWi 2017, 2019a; Allemagne-Energies 1). La nouvelle loi, entérinée par le parlement en juillet 2016, est entrée en vigueur au premier janvier 2017.

La modification la plus importante est que depuis 2017 la valeur de référence (EEG 2014) n’est plus fixée comme auparavant par l’État mais par le biais d’appels d’offres. Environ 80% des installations d´énergies renouvelables sont concernées, seules les installations de petite taille sont exemptes. Mais bien entendu, la loi EEG 2017 n´est pas rétroactive et les anciennes installations jouissent du maintien des droits acquis. 

De plus, le développement des énergies renouvelables a été synchronisé avec la modernisation  du réseau. Pour chaque technologie – éolien terrestre ou maritime, photovoltaïque, biomasse – des volumes annuels de construction, adaptés au rythme du développement du réseau, ont été définis.

Les résultats d´appels d´offres et volumes maxima mis aux enchères annuellement pour chaque technologie sont publiés par l´Agence Fédérale des Réseaux (BNetzA 2).

Voici une explication simplifiée de la nouvelle procédure d´appels d´offres (voir figure A6.1).

Fig A6_1_EEG 2017_1
Figure A6.1: Loi sur les énergies renouvelables 2017 (EEG 2017)

Les producteurs d’énergies renouvelables commercialisent leur énergie directement sur les marchés, en revanche la valeur de référence n´est plus fixée par l´État (voir EEG 2014) mais déterminée par la mise en concurrence des acteurs au travers d’appels d’offres pour le photovoltaïque (>750 kWc), l´éolien terrestre (> 750 KW) et la biomasse (>150 KW). La rémunération de référence, ici appelée valeur de référence (anzulegender Wert) fixée par l´appel d´offres selon le type d´installation est constante et constitue le montant total par kWh obtenu par l´exploitant d´énergies renouvelables.  Elle est composée d´une prime de marché variable et de la valeur marchande moyenne.

La valeur marchande moyenne est calculée chaque mois  à partir d´un prix moyen mensuel de l´électricité sur le marché spot de la bourse EPEX SPOT.  La prime du marché est la différence entre la  « valeur de référence » et la « valeur marchande moyenne ». Si le prix moyen du marché spot est en baisse, la prime de marché augmente et vice-versa. Aucune prime n’est versée si la valeur marchande moyenne dépasse la valeur de référence.

Les exploitants peuvent s´assurer des revenus complémentaires dans la mesure où ils proposent des prestations telles que la flexibilisation de leur production ou participent à la régulation des réseaux électriques.

La loi 2014 avantageait les éoliennes terrestres situées dans des zones moins ventées. La loi 2017 adopte le modèle de rendement référentiel à un niveau unique sur 20 ans. Les offrants soumettent une valeur de référence pour un « site idéal » : 6,45 m/s à 100 m de hauteur. Ensuite la valeur de référence est multipliée par un facteur de qualité en fonction du site réel et du rendement du type d’éolienne prévue. Donc 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.

Pour les éoliennes terrestres,  la loi 2017 avait prévu des règles spécifiques facilitant la participation des sociétés détenues par des citoyens (Bürgerenergiegesellschaft) et acteurs locaux, c´est-à-dire qu’ils peuvent participer aux appels d’offres dans des conditions moins contraignantes, comme par exemple dérogations au niveau de la documentation (pas d´obligation d’autorisation préalable selon BImSchG  – Loi fédérale sur la protection contre les nuisances environnementales), délai de 4,5 ans au lieu de 2,5 pour la mise en service des installations après avoir reçu l´adjudication.

La « société de citoyens » se définit comme suit:

  • Société ≥ 10 personnes privées. Majorité des voix détenue par des personnes présentes localement
  • Aucun sociétaire ne peut détenir plus de 10% des voix.
  • Possibilité pour les communes de participer à hauteur de 10%.
  • Participation aux appels d’offres de max. 6 machines d’une puissance installée totale de max. 18 MW

Les sociétés de citoyens retenues dans le cadre de l´appel d´offres bénéficient d’avantages supplémentaires comme la procédure « pay as clear » c´est-à-dire la valeur de référence accordée sera celle de l’offre la plus chère parmi les projets retenus.

Par contre les autres offrants retenus ne reçoivent que la valeur de référence proposée dans l´appel d´offres  (pay-as-bid).

Les  sociétés de citoyens ont reçu la plupart des adjudications suite aux appels d´offres d´éolien terrestre en 2017. 

Afin d´éviter une distorsion du marché de l´éolien terrestre, un amendement à la loi EEG 2017 a été approuvé par le conseil des ministres en avril 2020 (BDEW 2020a). Le point central est l´abolition définitive du privilège des « sociétés de citoyens » dans le cadre des appels d’offres – déjà provisoirement en vigueur depuis 2018, cf. (Allemagne-Energies 2018).

D´ailleurs une des raisons pour la baisse drastique du développement de l´éolien terrestre des années 2019 et 2020 est probablement la situation d’attribution en 2017, lorsque plus de 90 % des projets sont allés aux sociétés de citoyens qui n’ont pas encore reçu l’autorisation préalable selon BImSchG  (voir plus haut).

Le nouvel objectif d´une part de 65% d’énergies renouvelables dans la consommation d’électricité d’ici 2030 (Allemagne-Energies 2019) vise un fort développement des énergies renouvelables intermittentes.

En raison des coûts élevés de la charge de soutien du PV (cf. figure 16), un plafond de 52 GW fut fixé en 2012 pour les installations photovoltaïques jusqu´à 750 kW. Ce « plafond PV » ayant été atteint en 2020, le gouvernement a décidé en mai 2020 (BMWi 2020c) de le supprimer, afin d´éviter un statu quo du développement.  Les investisseurs qui participent aux appels d’offres (installations PV  > 750 kW) et qui ont obtenu une adjudication n´ont pas été concernés par le plafond PV.

La discussion sur la règle de distance entre les éoliennes terrestres et les habitations a suscité une grande incertitude dans le secteur éolien. Un compromis a également été trouvé en mai 2020 (BMWi 2020c).

À l’avenir, la responsabilité incombera aux États fédéraux (Länder). Dans leurs réglementations en matière de construction, ils peuvent inclure ou non une distance minimale de 1000 mètres entre les éoliennes et les habitations. De nombreux Länder disposent déjà de réglementations ou de recommandations correspondantes. La réglementation bavaroise existante (10 x h = distance minimale entre les éoliennes et les habitations égale à 10 fois la hauteur d´une éolienne) ne sera pas affectée. Auparavant, le ministre fédéral de l’économie et l´énergie avait toujours insisté sur une solution nationale uniforme et avait suggéré une distance minimale de 1000 mètres.

Parallèlement à la loi EEG 2017, la loi sur le développement et la promotion de l’énergie éolienne maritime est entrée en vigueur début 2017 (voir plus haut). Initialement fixé à 15 GW, l´objectif de 2030 a été porté à 20 GW, ce qui a rendu nécessaire l’adaptation des procédures d’appel d’offres.

Explication :  Dans les appels d’offres de 2017/18, des projets ont été retenus avec une offre dite « zéro », c’est-à-dire la réalisation d’un projet sans soutien  (Allemagne-Energies 2020b).

Selon le règlement actuel la valeur maximale des prochains appels d’offres doit correspondre à la valeur de l’offre la plus basse à la date de l’appel d’offres d´avril 2018, pour laquelle un contrat a été attribué. Ce règlement a été aboli. Cela aurait signifié que seules des offres de « zéro cent » auraient pu être prises en compte dans les prochains appels d’offres. Compte tenu du fait que les secteurs mis en adjudication à l’avenir sont très différents cela ne serait pas possible dans tous les cas et aurait été contreproductif pour le futur développement de l´éolien maritime.

Il faut toutefois s’attendre à ce que, dans certains appels d’offres futurs, plusieurs soumissionnaires présentent des offres à « zéro cent » pour un secteur donné. La distinction entre plusieurs offres à « zéro cent » lors de l’adjudication d’un marché n’a pas encore été clarifiée. En 2022, le gouvernement fédéral examinera s’il existe un besoin législatif d’ajustement afin de pouvoir différencier plusieurs valeurs d’offres à « zéro cent » pour la même zone soumissionnée. D´ici là le tirage au sort décidera.

Outre les appels d´offres classiques par technologie sont prévus des appels d´offres expérimentaux dont les modalités sont précisées par décrets :

Appels d´offres transfrontaliers

Des appels d´offres transfrontaliers sont prévus en complément aux appels d´offres nationaux pour des technologies photovoltaïque et éolien terrestre. Un appel d´offres transfrontalier a été lancé pour la première fois avec le Danemark en novembre 2016 pour un volume appelé de 50 MW d’installations photovoltaïques  (BNetzA 2).

Appel d’offres bi-technologiques combinant solaire et éolien terrestre

L´Allemagne a lancé des appels d’offres expérimentaux sur 3 ans (2018 – 2020) – pour un volume appelé de 200 MW par appel d´offres – mettant en concurrence les grandes centrales solaires au sol ou sur toiture supérieures à 750 kW et les éoliennes terrestres à partir de 750 kW, même si les caractéristiques d’implantation des parcs éoliens et solaires sont généralement sensiblement différentes.

Ce projet pilote fait écho à l’engagement pris par l´Allemagne auprès de la Commission européenne qui souhaite que les technologies vertes soient mises en concurrence dans le but d’évaluer la compétitivité des deux solutions techniques.

Les résultats des appels d’offres ont démontrés à la fois la compétitivité les grandes centrales solaires (pratiquement aucune offre de projet éolien n’a été retenue) et la nécessité de développer un mix électrique renouvelable équilibré et diversifié grâce à des appels d’offres spécifiques à une technologie.

Les appels d´offres bi-technologiques sont intégrés à partir de 2021 dans les appels d´offres d´innovation multi-technologiques.

Appels d´offres d´innovation multi-technologiques

L’Allemagne comme la France recourent au dispositif des appels d’offres d’innovation qui repose sur les lignes directrices de l’Union européenne (OFATE 2020).

Le gouvernement a adopté le décret sur la mise en œuvre d´appels d’offres d´innovation en octobre 2019 (BMWi 2019c). Avec les dispositions de la loi EEG 2017 cette ordonnance constitue la base de ce type d’appels d’offres organisés par l’Agence fédérale allemande des réseaux. 

L´idée est d´encourager des projets combinant plusieurs technologies d’énergie renouvelable capables d´apporter une amélioration à la stabilité du système électrique : par exemple combinaison d´une installation photovoltaïque avec une installation éolienne terrestre ou une installation photovoltaïque ou éolienne avec un système de stockage d´énergie. La conception technique des systèmes combinés doit permettre de fournir une réserve secondaire positive pour au moins 25 % de la puissance installée.

Ce nouveau type d´appel d´offres vise aussi à tester de nouvelles modalités de rémunération conduisant à une plus grande concurrence et à un meilleur service pour le système électrique. Les projets retenus reçoivent en sus des revenus du marché un complément de rémunération fixe sur vingt ans, indépendamment de la variation du prix du marché. En revanche pendant les périodes de prix négatifs sur le marché, la rémunération fixe est suspendue.

Le volume appelé du premier appel d´offres d´innovation multi-technologiques en 2020 a été de 650 MW, sachant qu´aucun appel d´offres n’a été effectué en 2019 (BNetzA 2).

De plus les systèmes combinés ont été également éligibles pour l´appel d´offres en 2020 des éoliennes terrestres et installations photovoltaïques à partir d’une puissance de 751 kW, centrales biomasse à partir d’une puissance de 150 kW et centrales biomasse existantes. La puissance des installations combinant plusieurs technologies doit être supérieure à 750 kW. En revanche il n’y a pas de taille minimale imposée pour les différentes composantes des systèmes combinés.

A partir de 2021, seules les installations combinant plusieurs technologies sont éligibles aux appels d’offres d´innovation (cf. annexe 7).

Annexe 7 – Dispositifs de soutien EEG 2021

Le gouvernement allemand a publié en septembre 2020 le projet de loi sur les énergies renouvelables (Erneuerbare-Energien Gesetz), EEG 2021. Après de nombreuses modifications le Parlement fédéral allemand (Bundestag) et le Conseil fédéral (Bundesrat) ont finalement donné leur feu vert mi-décembre 2020 (BMWi 2020b). La nouvelle loi est entrée en vigueur début janvier 2021. Elle remplace la loi EEG de 2017. L´application de la nouvelle loi est soumise à la procédure de contrôle des aides nouvelles de la Commission Européenne (CE). Selon le BMWi (BMWi 2021b), la CE a approuvé les parties clés de la loi fin avril 2021. Certaines dispositions nécessiteraient un examen plus complet.

Ne sont pas incluses dans l´approbation de la CE les augmentations des volumes d´appels d’offres pour l’éolien terrestre et le photovoltaïque en 2022 (augmentation à 4 GW pour l´éolien et à 6 GW pour le photovoltaïque) décidées par le Cabinet des ministres (BMWi 2021c). Ces dispositions seront examinées par la CE dans le cadre d’une procédure d´approbation distincte.

Les principales mesures de la nouvelle loi sont les suivantes :

Généralités

  • Inscription dans la loi de la neutralité carbone d´ici 2050 pour l´électricité produite et consommée en Allemagne et de l´objectif de 65% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité d´ici 2030 ;
  • Trajectoires contraignantes de développement des filières pour permettre de porter à 65% la part des énergies renouvelables et introduction d´un processus de monitoring pour vérifier si les énergies renouvelables se développent au rythme souhaité;
  • Durcissement des conditions pour l´injection lors d’épisodes de prix négatifs. La rémunération sera suspendue en cas de prix négatif pendant quatre heures sans interruption sur le marché spot au lieu de six heures auparavant (EEG 2017). Cette réglementation s´applique exclusivement aux nouvelles installations à partir de 500 kW. Toutefois, lorsque les installations sortiront du mécanisme de soutien après 20 ans, la période de rémunération est prolongée par la durée totale des périodes de prix négatifs. Cela donne aux exploitants la possibilité de compenser au moins partiellement les pertes en période de prix négatifs.
  • Assouplissement des règles de l’autoconsommation collective et introduction des mesures visant à encourager la construction de nouvelles installations renouvelables dans la partie sud du pays ;
  • Définition d´un cadre facilitant la poursuite d’exploitation des installations à la fin de leur période de soutien de 20 ans.

Pour une consommation brute d´électricité supposée à 580 TWh en 2030, la production d´électricité à partir de sources d´énergie renouvelables devrait donc atteindre 377 TWh ce qui nécessite une capacité installée d´énergies renouvelables d´environ 200 GW (voir figure A 7.1) :

Fig A7_1 EEG 2021
Figure A7.1 Objectifs de la loi sur les énergies renouvelables 2021 (EEG 2021)

Si une augmentation significative de la consommation brute d´électricité se produisait d´ici 2030, il est prévu d´adapter le niveau de production d´électricité à partir de sources d’énergie renouvelables, la capacité installée et les volumes des appels d´offres nécessaires.

La décision du gouvernement allemand de réduire les émissions de gaz à effet de serre de 65% (précédemment 55%) d´ici 2030 par rapport à 1990 conduirait, selon une première estimation du Ministère de l´Économie et de l´Énergie, à une consommation d´électricité de 645 à 665 TWh d´ici 2030 (voir plus haut). Une analyse détaillée suivra à l´automne 2021. En conséquence le développement des énergies renouvelables sera révisé à la hausse pour atteindre la part cible de 65% à la consommation brute d´électricité.

Intégration des énergies renouvelables dans le système électrique

  • Introduction de quotas (Südbonus) dans les appels d´offres éolien et biomasse pour renforcer le développement dans le sud du pays. L´objectif est d´augmenter la puissance installée dans une région où réside une partie importante de l´industrie et donc de la consommation électrique, et de soulager les réseaux nord – sud de l´Allemagne;
  • Obligation d´installation d´un compteur intelligent permettant une commande à distance (Smart-Meter-Gateways) pour les nouvelles installations à partir de 7 kW et pour toutes les installations de plus de 25 kW;
  • Suppression de la charge de soutien (EEG-Umlage) sur l´électricité utilisée pour la production d´hydrogène vert.

Amélioration de l’acceptabilité des énergies renouvelables

  • Amélioration de l´acceptabilité des éoliennes terrestres. Les communes situées autour d´un nouveau parc éolien peuvent recevoir une participation financière jusqu’à 2 €/MWh. Toutefois, la participation financière des communes reste volontaire;
  • Suppression de la charge de soutien (EEG-Umlage) pour l´autoconsommation de l´ énergie photovoltaïque issue de systèmes d´une puissance maximale de 30 kWc, à condition que la quantité autoconsommée ne dépasse pas 30 MWh/an. L´Allemagne se met donc en conformité avec la directive européenne. L´exemption jusqu´à 30 kWc s´applique aussi aux anciennes installations. Les exploitants des installations qui sortiront du mécanisme de soutien après 20 ans ne paient donc plus la charge de soutien EEG lorsqu´ils se convertissent à l´autoconsommation;
  • Encouragement de l´autoconsommation collective dans les bâtiments résidentiels locatifs (Modell Mieterstrom) permettant aux locataires de profiter d´une autoconsommation à l´aide des panneaux solaires. Les primes accordées sont augmentées pour améliorer l´attractivité de ce programme.

Éolien terrestre

  • Objectif de 71 GW de capacité éolienne installée à l´horizon 2030 ;
  • Volumes d´appels d´offres annuels entre 2 900 et 5 800 MW;
  • Adaptation du modèle de rendement de référence (voir annexe 6) dans le but de rendre les sites moins ventés plus attractifs.

Photovoltaïque (PV)

  • Objectif de 100 GW de capacité photovoltaïque installée à l´horizon 2030 ;
  • Séparation de l´appel d’offres en deux segments : l´un pour les installations PV au sol et l´autre pour les projets sur bâti :
  • Augmentation de la puissance maximale des installations PV au sol à 20 MW dans les appels d´offres. Des volumes d´appels d´offres entre 1 550 MW et 1 850 MW par an sont prévus;
  • Obligation de participer à l´appel d’offres pour les installations PV sur bâti (deuxième segment) à partir de 751 kWc. Des volumes d´appels d´offres entre 300 MW et 400 MW par an sont prévus. Pour les installations PV sur bâti d´une puissance comprise entre 300 kW et 750 kW la participation aux appels d´offres est volontaire. Les installations ne souhaitant pas y participer reçoivent une rémunération pour 50 % de la quantité d´électricité injectée dans le réseau. Ce modèle est économiquement intéressant pour une autoconsommation d´au moins 50 %.

Biomasse

  • Objectif de 8,4 GW de capacité biomasse installée à l´horizon 2030;
  • Volumes d´appels d´offres de 600 MW annuels de 2021 à 2028;
  • Nouveau segment dans les appels d´offres pour les installations de biométhane hautement flexibles au sud de l´Allemagne avec des volumes de 150 MW annuels de 2021 à 2028.

Appels d´offres innovation

Les appels d´offres bi-technologiques, introduits par la loi EEG 2017, sont désormais intégrés dans les appels d´offres d´innovation :

  • Volumes d´appels d´offres entre 500 MW et 850 MW annuels de 2021 à 2028;
  • Éligibilité à ces appels d’offres des projets combinant soit plusieurs technologies d´énergie renouvelable soit une technologie avec un dispositif de stockage d´énergie;
  • Nouveau segment à partir de 2022 dédié aux installations agrivoltaïques, installations flottantes et à celles en ombrières de parkings, pour une capacité allouée de 50 MW

Dispositifs de l´ère post-subventions

Un nouveau cadre a été établi pour permettre une poursuite d´exploitation aux installations à l´issue de leur période de soutien de 20 ans :

  • Maintien de la priorité d´injection sur le réseau;
  • Régime transitoire pour les installations photovoltaïques d´une puissance installée jusqu’à 100 kWc. Les exploitants de ces installations peuvent continuer à mettre leur électricité à disposition du gestionnaire de réseau contre une rémunération fixe calculée sur la base d´un prix moyen annuel du marché moins les coûts de commercialisation. Cette option s´appliquera automatiquement à partir de 2021 jusqu´à fin 2027 pour tous les exploitants qui ne passent pas explicitement à une autre forme de commercialisation;
  • Pour les éoliennes terrestres la limite de puissance de 100 kW ne s´applique pas. Les exploitants qui sortent du mécanisme de soutien fin 2020 ou fin 2021 peuvent demander un financement subséquent jusqu´à fin 2022 dans le cadre d´un appel d´offres spécifique. Les volumes d´appels d´offres seront précisés par décret. En attente de l´appel d´offres, les installations éoliennes dont le mécanisme de soutien après 20 ans se termine fin 2020 reçoivent un soutien de transition.

Pour plus de précisions sur la nouvelle loi allemande sur les énergies renouvelables cf. le mémo de l´Office franco-allemand pour la transition énergétique (OFATE 2021).

Annexe 8 – Épisodes de prix négatifs

Les prix négatifs ont été introduits pour la première fois en 2007 sur le marché infra-journalier allemand et en 2008 sur le marché Day-Ahead germano-autrichien. En 2010, ils ont été introduits sur les marchés Day-Ahead et infra-journalier français. Une fourchette de prix de -500 €/MWh à 3 000 €/MWh est définie pour le négoce Day-Ahead (EPEX SPOT 2021).

Dans les années suivantes EPEX SPOT a lancé en Allemagne des contrats de 15 minutes sur le marché infra- journalier continu et une vente aux enchères de contrats de 15 minutes sur le marché infra- journalier, permettant également la possibilité de prix négatifs.

Le but des prix négatifs est d´inciter  à la « flexibilisation  »  du système électrique, identifiée comme un vecteur majeur de la réussite de la transition énergétique, notamment pour prendre en compte le caractère intermittent des énergies renouvelables  (SMARD).

Les prix négatifs sont encore des épisodes relativement rares car il faut la survenue concomitante de  plusieurs facteurs. On observe principalement des prix négatifs lorsque la production d´énergies renouvelables intermittentes (éolien et solaire) couvre une part importante de la consommation pendant les creux de consommation (nuit, jour férié, week-end…), le tout combiné à une production résiduelle élevée des centrales conventionnelles difficilement modulables.

Il existe de nombreuses raisons pour lesquelles les exploitants de centrales conventionnelles maintiennent leurs centrales en service en période de prix négatifs.

Les producteurs doivent comparer les coûts engendrés par l’arrêt et le redémarrage de leurs centrales avec le coût de revente de leur énergie à des prix négatifs (ce qui signifie payer au lieu de recevoir de l’argent). Si les producteurs décident de maintenir leur production, c’est qu’en raison des coûts liés à la fermeture-réouverture des centrales, cela reste plus rentable en profitant de revenus supplémentaires à la fin de la période de prix négatifs.

Une autre raison peut être l´obligation de fournir aux gestionnaires de réseau des services système afin d´assurer à tout instant l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité.

Mais il existe aussi une autre raison d’importance économique : les centrales électriques conventionnelles génèrent des revenus non seulement à partir de la vente d’électricité mais aussi de diverses autres sources. Du point de vue de l’exploitant, il est compréhensible que les centrales de cogénération maintiennent leur production d’électricité si elles doivent alimenter un réseau de chauffage urbain ou industriel et que la production de chaleur ne peut pas être découplée de la production d’électricité ou que cela entraîne des coûts plus élevés pour l’exploitant.

Depuis 2015 les épisodes de prix négatifs sont bien plus fréquents et marqués, en raison notamment d´une part plus importante de la production d´énergies renouvelables intermittentes dans le mix électrique.

L´augmentation du nombre de pas horaires à prix négatifs au marché Day-Ahead d´EPEX Spot est significative pour 2019 et 2020. En 2019, il y a eu 211 heures avec des prix négatifs, ce qui représente presque le double de l´année précédente. En 2020, un nouveau record a été établi avec près de 300 pas horaires avec prix négatifs, cf. tableau A8.1 (SMARD; BHKW 2021).

Le tabelau A8.1 révèle une tendance: les prix négatifs sont plus fréquents en hiver qu´en été. Même s´il y a toujours eu des prix négatifs en décembre (en raison de la consommation plus faible durant les semaines de Noël, combinée avec l´injection d´électricité issu d´énergies renouvelables, surtout l´éolien), on constate ces dernières années une augmentation significative des pas horaires avec prix négatifs au premier trimestre et durant les mois d´avril et de mai.

Les raisons peuvent en être multiples (EICom 2021). Même si la demande en électricité est plus importante en hiver qu´en été, les injections importantes d´électricité éolienne interviennent plutôt au cours des mois d´hiver, au printemps ou en automne. Les arrêts de tranche pour maintenance sont généralement effectués durant les mois d´été, ce qui entraîne une réduction de l´offre des centrales conventionnelles. La demande en chaleur (chauffage urbain ou industriel) est plus faible durant les mois d´été et la production d´électricité couplée à la chaleur est donc également moins importante qu´en hiver.

Si l´année 2018 a enregistré un pic d´heures négatives en janvier, celui-ci a eu lieu en mars pour 2019 et en février pour 2020. Il n´y a encore jamais eu autant d´heures à prix négatifs qu´en février 2020, où l´on observe presque le double du maximum de l´année précédente.

Tableau A8_1 Prix negatifs 2010_2021
Tableau A 8.1 Nombre de pas horaires avec prix négatif (marché Day-Ahead)

La figure A8.2 montre le bilan des heures avec prix négatifs entre 2015 et 2020.  Les périodes de prix négatifs d´au moins six heures consécutives sont devenues plus fréquentes ces deux dernières années avec un nouveau record en 2020 (192 sur 298 heures au total).

En revanche, le prix horaire moyen n´a pas augmenté malgré la forte augmentation du nombre d´heures à prix négatif. En 2020, le prix horaire négatif moyen s´élevait à -15,5 €/MWh et le prix horaire négatif le plus bas à – 84 €/MWh selon (SMARD; Allemagne-Energies 2021a).

Fig A7_1 Prix negatifs 2015_2020_1
Figure A 8.2 : Bilan des heures avec prix de l’électricité négatifs 2015 à 2020

Selon une étude de l´Université Technique de Freiberg (Aust et Morscher 2017), la valeur du marché des prix négatifs – prix négatif par heure multiplié par la quantité d’électricité négociée –  est estimée à environ 360 M€ pour la période de 2008 à 2016.

Pour la période de 2017 à 2020, la valeur du marché des prix négatifs est évaluée à environ 504 M€ selon le bureau d´études FfE (FfE 2021) dont environ 150 M€ en 2020, cf. tableau A 8.3.

Le nombre de quarts d´heure avec des prix négatifs négociés sur le marché infra-journalier et pendant des enchères infra-journalières est généralement encore plus élevé que les pas horaires négatifs du marché Day-Ahead.  En revanche, le volume négocié est nettement plus faible et en conséquence la valeur négative comparativement moins pertinente.

Tableau A8_2 Kosten negative Strompreise
Tableau A 8.3 : Valeur du marché des prix négatifs selon le bureau d´études FfE

Alors que les exploitants d´une centrale conventionnelle doivent prendre à leur charge les frais des prix négatifs, la situation des producteurs d´énergies renouvelables dépend de la taille et de la date de mise en service des installations. 

La réglementation en vigueur depuis 2017 (cf. annexe 6) prévoit la suspension de la rémunération si le prix de l´électricité au marché spot affiche une valeur négative pendant au moins six heures sans interruption pour les éoliennes > 3 MW et les autres installations d´énergies renouvelables > 500 kW mises en service à partir de 2016. Si cela se produit, les exploitants ne recevront plus le complément de rémunération rétroactivement à partir de la première heure du prix négatif. La règle des 6 heures s´est appliquée donc pour 192 des 298 pas horaires avec des prix négatifs en 2020.

Dans le cadre de la loi EEG 2021, entrée en vigueur début 2021 (cf. annexe 7), la suspension de la rémunération des nouvelles installations d´énergies renouvelables > 500 kW est prévue si le prix au marché spot affiche une valeur négative pendant au moins quatre heures sans interruption. Il s´agit d´un durcissement de la réglementation actuelle qui reste toutefois en vigueur pour les installations existantes.

Annexe 9 – Coûts des actions d´équilibrage menées par les GRT

L´injection accrue d´électricité renouvelable intermittente a provoqué une hausse des coûts relatifs à l´équilibrage du système électrique.

Les coûts ont augmenté en 2020 de presque 8% par rapport à l´année précédente à environ 1,4 Md€  (BNetzA 5). Notamment les mesures liées au maintien de la tension ont augmenté en raison de la baisse de la consommation suite à la crise sanitaire. De plus, l´indemnisation pour l´écrêtement a été en hausse en raison de la réduction de la production des éoliennes en mer.

La figure A 9.1 montre l´évolution des coûts relatifs à la stabilisation du réseau. Les coûts sont composés de trois éléments : les coûts pour la mise à disposition et le fonctionnement d´une capacité conventionnelle de réserve stratégique (~ 283 M€ en 2020), le redispatching & countertrading  (~ 355 M€ en 2020) et l´indemnisation des producteurs d´énergies renouvelables pour l´écrêtement de leur production (~ 761M€ en 2020).

Toutefois, comme les exploitants peuvent faire valoir leurs droits dans un délai de trois ans, les prévisions diffèrent des coûts réels versés par les gestionnaires de réseau au cours de l’année. Les coûts d´une année peuvent comprendre également des coûts des années précédentes. En raison de cette procédure de compensation, les indemnités versées chaque année ne reflètent pas les coûts causés par la stabilisation du réseau au cours de l’année en question.

Comme déjà mentionné plus haut, ces coûts sont supportés par le consommateur par le biais du tarif d´utilisation du réseau.

Fig A9_1 Hausse des coûts de stabilisation du réseau 2011_2020
Figure A9.1 : Evolution des coûts de stabilisation du réseau

Il convient toutefois de mentionner que les coûts d´écrêtement indiqués sur la figure A9.1 sont partiellement compensés par la réduction de la charge de soutien des énergies renouvelables (EEG-Umlage). Les producteurs d´énergies renouvelables indemnisés pour leur production écrêtée ne reçoivent pas, pour cette quantité d´électricité, le soutien habituel au titre de la loi sur les énergies renouvelables (EEG).

La figure A9.2 montre les coûts de stabilisation du réseau en Euros par MWh d’électricité produite à partir d’énergies renouvelables intermittentes (éolienne, solaire).

Fig A9_2a taux €_MWh
Figure A9.2 Évolution des coûts de stabilisation du réseau en Euros par MWh d’électricité produite à partir d’énergies renouvelables intermittentes (éolienne, solaire).

Ces coûts sont définis comme le rapport entre les coûts de stabilisation du réseau (coûts pour le redispatch & countertrading, l´indemnisation payée aux producteurs d’énergies renouvelables pour l´écrêtement de leur production et la mise à disposition des centrales conventionnelles de réserve pour faire face aux situations de pointe les plus tendues) et le nombre de MWh produits à partir d’énergies renouvelables intermittentes (exemple de calcul 2020 : 1399 M€/183 TWh = 7,6 €/MWh). La valeur est bien supérieure à l´objectif de 1€/MWh (2008).

On peut observer une certaine corrélation avec l´augmentation de la production d´énergies renouvelables intermittentes.

Annexe 10 – Emplois liés aux énergies renouvelables

L´Agence Fédérale de l´Environnement (UBA 2021b) publie régulièrement l´emploi relevant des activités dans les énergies renouvelables. L´indicateur recouvre les activités de planification, fabrication, d’installation et de maintenance des équipements ainsi que de la R&D et de la vente d´énergie.

En 2019, l´emploi s´élève à environ 299 700, soit presque trois fois plus qu´en 2000 (cf. figure A10.1).

Fig A10_1 Emplois EnR
Figure A10.1 Evolution de l´emploi lié aux énergies renouvelables

Après une première phase de croissance de l´emploi dans les énergies renouvelables jusqu’en 2011, le niveau global de l´emploi a diminué de façon constante.

La baisse enregistrée depuis 2011 était initialement due à l´effondrement de l´industrie nationale de fabrication des panneaux solaires. Pour l´essentiel, la fabrication a migré vers d´autres pays, notamment la Chine.

L´emploi dans le secteur éolien a encore connu une évolution positive constante jusqu’en 2016. A partir de 2017, cependant, on observe une forte baisse de l´emploi, qui s´est poursuivie jusqu´à ce jour. Les principales raisons sont la diminution du volume d´exportation ainsi qu´une baisse considérable d´installation de nouvelles éoliennes en Allemagne à partir de 2018 (Allemagne-Energies 2021b).

En revanche, le secteur de la biomasse n´a connu qu´un changement mineur en matière d´emploi ces dernières années.



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