Texte mis à jour le 29.04.2024
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Ce texte est focalisé sur les contraintes techniques et économiques des énergies renouvelables, en faisant abstraction des autres sujets clés de la transition énergétique, tels que la réduction des émissions de gaz à effet de serre, traités dans les textes sur le tournant énergétique ( Allemagne Energies 1 ) et sur les bilans énergétiques : Comparaison Allemagne et France ( Allemagne Energies 2 ).
Le texte contient des informations sur l´utilisation des énergies renouvelables dans les secteurs de l´électricité, de la chaleur et du froid ainsi que des transports. En raison de sa pertinence particulière, l´accent est mis sur le secteur de l´électricité.
Sommaire
Contribution des énergies renouvelables à la consommation d´énergie finale
Chaleur et froid produits à partir d´énergies renouvelables
Énergies renouvelables dans le secteur des transports
Électricité d´origine renouvelable
Nouvel objectif d’un système électrique presque 100% renouvelable à l’horizon 2035
Loi sur les Énergies Renouvelables (Erneuerbare Energien Gesetz- EEG)
Développement des énergies renouvelables – état actuel et objectifs
-
- État actuel du développement
- Résultats des appels d’offres d’une sélection d’énergies renouvelables
- Objectifs pour 2030 et au-delà
- Trajectoire de développement du photovoltaïque à l´horizon de 2030
- Trajectoire de développement de l´éolien terrestre à l´horizon de 2030
- Trajectoire de développement de l´éolien en mer à l´horizon de 2030
- Trajectoire de développement de la biomasse à l’horizon de 2030
- État actuel du développement
Faisabilité technique d’un système électrique avec une forte proportion d’énergies renouvelables
-
- Intermittence – un défi pour la stabilité des réseaux
- Mesures d’équilibrage du réseau de transport
- La sécurité d´approvisionnement en électricité avec 100% renouvelable à l’horizon de 2035/2040
Aspects économiques des énergies renouvelables
-
- Impulsions économiques grâce aux énergies renouvelables
- Investissement dans la construction des énergies renouvelables
- Dépenses courantes dans l’exploitation des énergies renouvelables
- Coûts de soutien aux énergies renouvelables
- Emplois générés par les énergies renouvelables
- Matières premières et composants pour les énergies renouvelables
- Impulsions économiques grâce aux énergies renouvelables
Contribution des énergies renouvelables à la consommation d´énergie finale
En 2023, la part des énergies renouvelables à la consommation brute d’énergie finale atteint 22,0% selon la méthode de calcul définie par la directive européenne RED II, 2018/2001 (UBA 1), cf. figure 1.
Suite à la nouvelle directive européenne (directive RED III), la part des énergies renouvelables à la consommation brute d’énergie finale a été rehaussée à au moins 42,5% avec l’objectif indicatif de 45% à l’horizon de 2030 (Allemagne Energies 2).
C’est pour cela que l’Allemagne vise maintenant 40% (CE 1). Cela signifie que le rythme de développement des énergies renouvelables devra être nettement plus élevé dans les années à venir.
L’atteinte de l’objectif d’une part des énergies renouvelables de 40% à la consommation brute d’énergie finale d’ici 2030 se décompose comme suit par usage, cf. figure 2 :
- Au moins 80% d’énergies renouvelables dans la consommation brute d’électricité d’ici 2030, soit environ 600 TWh. ;
- Une fourchette de 27,6 à 29,2% d’énergies renouvelables pour la chaleur et le froid ;
- Une fourchette de 32,2 à 34,6% d’énergies renouvelables dans les transports selon la méthode de calcul définie par la Commission européenne et entre 14,6 et 17% selon la statistique nationale. Cet écart important s’explique par la prise en compte multiple de certaines technologies dans la directive européenne.
Les énergies renouvelables ont connu un rythme soutenu de développement au cours des dernières années, mais il existe de grandes différences entre les secteurs (cf. figure 2) : alors que la part des énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité a triplé depuis 2010, leur part dans les secteurs de la chaleur et des transports progresse plus lentement (UBA 1).
En 2023, le volume d’énergie mis à disposition à partir des énergies renouvelables s’est élevé à environ 513 TWh (UBA 1). La figure 3 montre l’apport énergétique des énergies renouvelables en 2023 par filière.
La biomasse est la principale source avec une part de 49% à la fourniture d´énergie d´origine renouvelable, en raison de ses multiples utilisations dans tous les secteurs (sous forme de combustibles solides pour le chauffage, de biocarburants pour les transports ou de biogaz pour la production d´électricité). Bien que l’utilisation énergétique de biomasse soit généralement associée à l’idée de neutralité carbone, la biomasse énergie n’est pas, par nature et par principe, neutre vis-à-vis du climat (citepa 2020).
Les éoliennes arrivent en deuxième position avec une part de 28%. L’énergie solaire dans les installations photovoltaïques et thermiques contribue à hauteur de 14%. Les 9% restants proviennent de l’énergie hydraulique (4%) et de la géothermie/chaleur ambiante (5%).
Chaleur et froid produits à partir d´énergies renouvelables
Le développement des énergies renouvelables dans la consommation d’énergie finale du secteur de chaleur et de froid a été peu dynamique dans les dernières années, cf. figure 4. La consommation de chaleur renouvelable a augmenté à 205,5 TWh en 2023 (2022 : 203,3 TWh). Leur part à la consommation finale du secteur de chaleur et de froid atteint 18,8% en 2023, cf. figure 2 (UBA 1).
Les différentes formes de biomasse dominent la consommation d’énergie renouvelable dans ce secteur. La biomasse solide, c’est-à-dire le bois sous ses différentes formes d’utilisation, fournit de loin la plus grande part. Cependant, la part de la biomasse solide dans la chaleur renouvelable totale n’a cessé de diminuer au fil du temps, passant de 86% en 2000 à 64% en 2023. Au total, la biomasse solide a fourni 131,6 TWh de chaleur renouvelable en 2023. La biomasse liquide a contribué à hauteur de 2,6 TWh, le biogaz à hauteur de 21,6 TWh et les déchets biogènes à hauteur de 14,9 TWh (UBA 1).
En 2023, la contribution du solaire thermique (9,1 TWh) a baissé d’environ 6% par rapport à 2022 (9,7 TWh) en raison d’un ensoleillement plus faible. La mise à disposition de chaleur à partir de la chaleur ambiante (pompes à chaleur) et de la géothermie a encore gagné en importance en 2023 et se situe, avec 25,7 TWh, plus de 18% au-dessus du niveau de 2022 (21,7 TWh).
Énergies renouvelables dans le secteur des transports
Actuellement le secteur des transports se caractérise par la progression de la part des énergies renouvelables la plus faible dans la consommation brute d´énergie finale (UBA 1).
En 2023, en incluant la consommation d’électricité renouvelable dans les transports ferroviaires et routiers, la part des énergies renouvelables dans la consommation finale du secteur des transports s’élève à 7,3% selon la statistique nationale (figure 2) et à 10,7% selon la méthode de calcul définie par la Commission européenne.
Au total, 43,2 TWh d’origine renouvelable ont été consommés dans les transports en 2023, soit une augmentation d’environ 5% par rapport à 2022, cf. figure 5. Avec 35,2 TWh, les biocarburants représentent la part la plus importante : le biogazole couvre 25,0 TWh de la consommation, suivi par le bioéthanol avec 9,0 TWh. La contribution du biométhane (1,3 TWh) et des huiles végétales (0,03 TWh) est relativement faible.
La consommation d’électricité dans le secteur des transports s’élevait à environ 15 TWh dont environ 7,9 TWh étaient fournis par des sources renouvelables. L’électricité renouvelable ne contribue que pour environ 1% à la consommation d’énergie finale dans le secteur des transports et est utilisée en grande partie dans le transport ferroviaire.
Électricité d´origine renouvelable
Nouvel objectif d’un système électrique presque 100% renouvelable à l’horizon 2035
La coalition gouvernementale en Allemagne en fonction depuis décembre 2021 avait annoncé un nouveau rythme de la transition énergétique en se basant principalement sur les énergies renouvelables (Allemagne Energies 2021b).
Le but est d’atteindre à l’horizon de 2035 un système électrique presque 100% renouvelable avec une étape intermédiaire de 80% d’ici 2030 (Allemagne Energies 2022a). En tenant compte des nouveaux consommateurs électriques (i.e. l´électromobilité, les pompes à chaleur, le numérique et la génération d´hydrogène par électrolyse) la consommation brute est estimée à 750 TWh en 2030, 600 TWh devraient donc provenir des énergies renouvelables.
Un paquet législatif appelé « paquet de Pâques » (Osterpaket), a été adopté par le conseil des ministres en avril 2022.
La mesure phare du « paquet de Pâques » est l’amendement à la Loi pour la promotion des énergies renouvelables du secteur électrique et la Loi pour le développement et la promotion de l’éolien en mer (voir plus loin).
Le potentiel de développement de la biomasse, de l’hydraulique et des déchets biogènes étant limité, il est prévu d’intensifier fortement l’accroissement des capacités éolienne et photovoltaïque, lesquelles doivent non seulement contribuer à la protection du climat mais aussi, dans le contexte de la crise énergétique née de la guerre en Ukraine, réduire la dépendance aux importations d´énergies fossiles.
Un deuxième paquet de mesures dit « paquet d’été » (Sommerpaket) est focalisé sur la mise à disposition d’une superficie suffisante pour la construction des nouvelles éoliennes terrestres et la réduction de la lourdeur administrative empêchant la réalisation des projets dans un délai acceptable.
La Loi sur l’éolien terrestre (Wind-an-Land-Gesetz, WaLG), adoptée en juin 2022 par le conseil des ministres, est entrée en vigueur en février 2023 (BReg 2023). Elle oblige les seize Länder à installer davantage d´éoliennes terrestres en allégeant notamment les démarches administratives. C´est pour cela qu´il est prévu, d´ici fin 2032, de consacrer 2% du territoire allemand à l´énergie issue du vent avec un objectif intermédiaire de 1,4% fin 2027. La répartition devrait être équitable au niveau régional, en tenant compte des conditions de vent, de protection de la nature et des espèces et de l´aménagement de l´espace.
Il appartient aux seize Länder de décider comment leurs objectifs en matière de réservation de superficie supplémentaire seront atteints. Si les Länder n´atteignent pas leur objectif, le gouvernement fédéral pourra supprimer certaines règles locales, comme les distances minimales entre éoliennes et habitations.
Le Repowering (remplacement des éoliennes existantes par des installations plus performantes et donc généralement plus grandes) a été également facilité.
De plus, la Loi fédérale sur la protection de la nature et des espèces a été modifiée. Des dérogations relatives à la protection de la biodiversité et aux espèces protégées ont été adoptées. À l´avenir, la construction des éoliennes sera aussi autorisée dans des zones protégées. Seuls les territoires bénéficiant du plus haut niveau de protection ne pourront pas être aménagés.
Le paquet législatif final de presque 600 pages visant à accélérer le développement des énergies renouvelables et à renforcer la sécurité d´approvisionnement en énergie a été adopté par le Parlement (Bundestag) et approuvé par le Conseil Fédéral (Bundesrat) début juillet 2022 (BMWi 2022c).
Cependant la faisabilité du scénario à presque 100% de renouvelables à l’horizon de 2035 suscite de nombreuses questions (voir chapitre : « Faisabilité technique d’un système électrique avec une forte proportion d’énergies renouvelables »).
Loi sur les Énergies Renouvelables (Erneuerbare Energien Gesetz- EEG)
Le développement des énergies renouvelables dans le secteur électrique est un aspect emblématique du tournant énergétique allemand. La Loi sur la promotion des énergies renouvelables, entrée en vigueur en 2000, est considérée comme le moteur du développement des énergies renouvelables. Cette loi a fixé, en marge des règles du marché, la garantie d’un tarif de rachat sur 20 ans et l’obligation pour le gestionnaire de réseau d’acheter en priorité l’électricité produite à partir des énergies renouvelables.
Les conditions très avantageuses des tarifs de rachat garanti ont attiré des investissements considérables, conduisant au développement massif des énergies renouvelables et à des coûts importants pour le consommateur d’électricité car la charge de soutien aux énergies renouvelables était in fine répercutée sur lui.
La Loi a été adaptée au fur et à mesure et la part des renouvelables à la consommation brute d´électricité constamment rehaussée, cf. figure 6.
La mise en place des mécanismes de complément de rémunération (EEG 2014) et des appels d’offres (EEG 2017) avait pour but de limiter la tendance haussière de la charge de soutien. Toutefois, elle est restée à un niveau élevé.
La dernière version de la Loi sur la promotion des énergies renouvelables (EEG 2023) est entrée en vigueur début 2023 (BMJ 2023a).
Les objectifs de développement de l’éolien en mer ont été également considérablement augmentés. L’amendement à la Loi pour le développement et la promotion de l´éolien en mer (Windenergie-auf-See-Gesetz – WindSeeG) est entré en vigueur début 2023 (BMJ 2023b).
Le tableau 1 montre le déploiement réalisé d’une sélection d’énergies renouvelables ainsi que les objectifs prévus selon la Loi (EEG 2023, §4) et la Loi pour le développement et la promotion de l’éolien en mer.
La priorité est donnée au développement de l’éolien et du photovoltaïque.
La biomasse a pour avantage non négligeable d’être pilotable et facilement stockable, contrairement au solaire et à l’éolien. La promotion de la biomasse sera davantage axée sur les centrales électriques de pointe très flexibles, afin que la bioénergie puisse jouer son rôle de vecteur énergétique stockable au service du système et contribuer davantage à la sécurité de l’approvisionnement en électricité.
Toutefois, une utilisation accrue de la biomasse dans le secteur électrique n’est pas une priorité pour le gouvernement. La Loi sur les énergies renouvelables de 2023 vise une puissance installée de 8,4 GW en 2030 soit une réduction nette par rapport à 2023 (voir figure 16).
Le potentiel de développement de l’énergie hydroélectrique étant faible, la loi EEG 2023 n’indique aucun objectif à l’horizon de 2030 (actuellement environ 6 GW installés hors STEP).
La Loi (EEG 2023, §4a) a fixé des objectifs indicatifs intermédiaires pour les volumes de production d’électricité à partir de sources renouvelables afin vérifier si le développement est conforme au trajet cible pour atteindre l’objectif visé à l’horizon de 2030, soit une part de 80% (600 TWh) à la consommation brute d’électricité. Dans le tableau 2 les volumes cibles sont comparés aux volumes d’électricité effectivement réalisés.
Malgré une hausse de production, le volume de production brute réalisé des filières renouvelables reste en-dessous du volume cible pour 2023.
Développement des énergies renouvelables – état actuel et objectifs
État actuel du développement
En 2023, les filières renouvelables enregistrent, grâce aux bonnes conditions météorologiques, une hausse de production de 7% par rapport à 2022. La production brute passe à 272 TWh contre 255 TWh en 2022 (UBA 1).
Outre l’augmentation de la puissance de production, cette évolution positive s’explique par des conditions météorologiques favorables (notamment plus de vent).
La part des énergies intermittentes (éolien et photovoltaïque) atteint, lissée sur l’année, environ trois quarts de la production brute totale des énergies renouvelables, cf. figure 7.
La production restante est fournie par des sources renouvelables pilotables comme les bioénergies (biomasse, biogaz), le gaz de décharge, le gaz de stations d´épuration, les déchets biogènes et la géothermie.
La production à partir de la biomasse et des déchets biogènes est en léger recul par rapport à 2022. Malgré cela les sources d´énergies biogènes ont contribué pour presque un cinquième à la production d’électricité d’origine renouvelable en 2023.
La production de l’hydroélectricité (centrales au fil de l’eau et éclusées, centrales associées à un lac ou un réservoir avec apports naturels) est tributaire des précipitations. Elle a augmenté à 19,6 TWh contre 17,6 TWh en 2022 en raison d’une pluviométrie plus importante.
La production d’électricité à partir de la géothermie est encore négligeable (0,2 TWh).
Sous l’hypothèse que l’électricité produite à partir des énergies renouvelables aurait été entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation intérieure brute d’électricité a augmenté à 51,8% contre 46,2% en 2022. Conformément aux prescriptions du gouvernement, il s’agit du taux déterminant pour la réalisation des objectifs en matière d’énergies renouvelables.
La puissance nette installée des énergies renouvelables a augmenté de 18 GW, soit de 12% par rapport à 2022, pour passer à 168 GW. Depuis 2010 cela correspond à un ajout annuel moyen de plus de 12 GW, cf. figure 8 (UBA 1).
Comme ces dernières années, la capacité photovoltaïque a progressé plus vite que celle de l´éolien terrestre : sur les 18 GW installés en 2023 plus de 14 GW sont dus au photovoltaïque. Le photovoltaïque représente environ la moitié de la puissance totale installée.
Résultats des appels d’offres d’une sélection d’énergies renouvelables
La Loi sur la promotion des énergies renouvelables (EEG 2023) stipule des appels d’offres pour les projets d’énergies renouvelables suivants :
- Éoliennes terrestres
- Installations solaires du 1er segment (photovoltaïque au sol)
- Installations solaires du 2e segment (photovoltaïque sur bâtiments ou murs antibruit)
- Installations de la biomasse (promotion des centrales de pointe hautement flexibles)
- Installations du biométhane (notamment des installations orientées vers l’hydrogène)
- Projets innovants de production d’énergie renouvelable (combinaisons d’installations de différentes énergies renouvelables)
- Projets innovants de production d’énergie renouvelable associés au stockage de l’hydrogène
- Installations de production d’hydrogène « vert »
Les appels d’offres pour l’éolien en mer sont règlementés dans la Loi pour le développement et la promotion de l´éolien en mer (voir plus haut).
Le gouvernement allemand met particulièrement l’accent sur le développement des éoliennes terrestres et maritimes ainsi que du photovoltaïque (voir tableau 1).
C’est pour cela que les résultats des appels d’offres de l’éolien et du photovoltaïque sont un indicateur important pour le futur développement des énergies renouvelables (BNetzA 2024). Bien que le déploiement de la biomasse pour la production électrique ne soit pas une priorité (voir plus loin), les résultats des appels d’offres sont, à titre d’information, également présentés.
Eolien terrestre
Quatre appels d’offres ont été organisés en 2023. Selon la Loi il a été prévu de mettre en adjudication un volume de 12.840 MW. Le volume appelé a été finalement réduit à 9.830 MW. Tous les appels d’offres se sont révélés largement sous-souscrits puisque seul un volume de 6.376 MW a été attribué, soit environ 65% du volume appelé, cf. figure 9.
Malgré tout, le volume attribué en 2023 a presque doublé par rapport à 2022 suite à l’augmentation d’environ 25% du plafond de la valeur ou rémunération de référence (voir tableau 3).
Pour mémoire : la valeur de référence est la somme de la prime de marché et de la valeur marchande moyenne. Le montant plafond de cette valeur est fixé par le régulateur. Etant donné que les soumissionnaires n’offrent pas tous le même volume, le régulateur publie également un montant d´adjudication moyen pondéré en fonction du volume. Il s’agit de la rémunération moyenne réellement payée sur 20 ans pour l’ensemble des adjudications en 2023 en tenant compte du volume offert et de la valeur de référence offerte.
Le montant d’adjudication moyen pondéré en fonction du volume pour les quatre d’appels d’offres de l’année 2023 s’élève à 7,33 ct/kWh et n’est donc que légèrement inférieur au plafond de la rémunération de référence de 7,35 ct/kWh.
Le régulateur prévoit en 2024 des appels d’offres d’un volume de 10 GW pour l’éolien terrestre. Le montants plafond fixé en 2023 sera maintenu en 2024, cf. tableau 3.
Eolien en mer
En 2022, un appel d´offres a eu lieu pour un volume appelé de 980 MW en Mer du Nord pour une rémunération de référence maximale de 64€/MWh. La concession a été attribuée à une filiale de RWE pour une « offre à zéro centime » c’est-à dire sans garantie de l’État sur un prix de vente de production. Par la suite, la concession a été transférée à Vattenfall qui a fait usage de son droit de préemption (Allemagne Energies 2023a).
En 2023 deux appels d’offres ont eu lieu pour un volume total appelé de 8,8 GW, soit un volume de 7 GW en juin 2023 et de 1,8 GW en août 2023.
Le premier appel d’offres de 7 GW a concerné trois sites en Mer du Nord et un en Mer Baltique pour une mise en service prévue en 2030. Plusieurs « offres à zéro centime » avaient été reçues pour les quatre concessions maritimes, signifiant que les soumissionnaires étaient prêts à construire les installations sans garantie de l’Etat sur un prix de vente de production. Pour les départager, un second tour d’enchères a été organisé. Le britannique BP et le français TotalEnergies sont sortis vainqueurs du processus d’enchères en acceptant de débourser 12,6 Mrds€ pour la seule attribution des concessions maritimes. TotalEnergies a été désigné attributaire de deux concessions, une en Mer du Nord de 2 GW et une en Mer Baltique de 1 GW. Le britannique BP a obtenu deux concessions de 4 GW au total en Mer du Nord.
Le deuxième appel d’offres de 1,8 GW a concerné quatre concessions en Mer du Nord pour une mise en service prévue en 2028. Les quatre concessions maritimes ont été attribuées aux soumissionnaires à « zéro centime » et en acceptant de débourser une somme totale de 784 M€ pour la seule attribution des concessions.
Deux concessions (900 MW) ont été attribuées à une filiale de RWE. RWE avait également obtenu une troisième concession de 630 MW qui par la suite a été transférée à Vattenfall qui a de nouveau fait usage de son droit de préemption. La quatrième concession de 270 MW a été attribuée à la société Luxcara (Allemagne Energies 2024b).
Photovoltaïque
On distingue les appels d’offres du photovoltaïque au sol : appels d’offres solaires du premier segment d’une capacité entre 1001 kWc et 20 MWc (100 MWc à partir de 2023) et les appels d’offres pour le photovoltaïque sur bâtiments (toitures) ou murs antibruit : appels d’offres solaires du deuxième segment d’une capacité entre 1001 kWc (300 kWc avant 2023) et 20 MWc.
Les appels d’offres en juin et novembre 2022 du photovoltaïque au sol ont été sous-souscrits. Au total un volume de 2.389 MW a finalement été attribué lors des quatre enchères en 2022, soit environ 76% du volume appelé.
Suite à l’augmentation d’environ 25% du plafond de rémunération pour l’année 2023 en réaction à la hausse des coûts de construction (tableau 3), la situation s’est considérablement améliorée en 2023, cf. figure 10.
Les appels d’offres 2023 du photovoltaïque au sol ont été largement sursouscrits. Au total un volume de 5.238 MW a finalement été attribué, soit environ 40% du volume offert par les soumissionnaires.
Le montant d’adjudication moyen pondéré en fonction du volume pour les trois appels d’offres s’élève à 6,22 ct/kWh en 2023. Il s’agit de la rémunération moyenne réellement payée sur 20 ans pour l’ensemble des adjudications en 2023 en tenant compte du volume offert et de la valeur de référence offerte. Ce montant se situe bien dessous du plafond de la rémunération de référence de 7,37 ct/kWh, cf. tableau 3.
Le régulateur prévoit en 2024 des appels d’offres d’un volume de 8,1 GW pour le photovoltaïque au sol. Le montant plafond fixé en 2023 sera maintenu en 2024, cf. tableau 3.
Depuis 2021, le régulateur procède aux appels d’offres séparés pour le photovoltaïque sur bâtiments ou murs antibruit (appels d’offres solaires du deuxième segment).
Huit appels d´offres ont été organisés entre 2021 et 2023. Au total, seul un volume de 1.365 MW a été attribué sur le volume de 2.635 MW appelé, soit environ 52%, cf. figure 11.
En 2022, tous les appels d’offres se sont révélés largement sous-souscrits. Depuis l’augmentation du plafond de rémunération de référence en 2023 la situation s’est améliorée.
Le régulateur prévoit en 2024 des appels d’offres d’un volume de 900 MW pour le photovoltaïque du deuxième segment avec un montant plafond abaissé, cf. tableau 3.
Biomasse
Depuis 2017, l’Agence fédérale des réseaux lance des appels d’offres pour des nouvelles installations de biomasse de puissance supérieure à 150 kW et jusqu’à 20 MW conformément à la Loi sur la promotion des énergies renouvelables (EEG). Les installations de biomasse de plus de 20 MW ne sont pas soutenues par les dispositions de la loi sur les énergies renouvelables. Depuis 2021, le régulateur lance des appels d’offres séparés pour des installations au biométhane.
Contrairement à l’éolien et au photovoltaïque, les exploitants des installations existantes de biomasse peuvent également participer aux appels d’offres sous certaines conditions et ainsi obtenir un soutien pour une durée de 10 ans supplémentaires à la suite de leur rémunération garantie pendant 20 ans.
La figure 12 montre les résultats des appels d’offres depuis 2017.
Si les appels d’offres de 2017 à 2022 se sont révélés largement sous-souscrits, les appels d’offres organisés en 2023 se caractérisent par une forte participation. Beaucoup des installations existantes de biomasse vont bientôt arriver à échéance du soutien garanti de 20 ans. C’est pour cela que presque tous les soumissionnaires en 2023 étaient des exploitants d’installations existantes.
Mais en raison de la sursouscription en 2023, de nombreux exploitants risqueront de ne plus obtenir de soutien à l’avenir et fermeront vraisemblablement leurs installations ou ne les feront fonctionner que lors des pics de consommation électrique à un prix de gros élevé.
Les nouvelles installations de biomasse ne représentaient qu’une faible part du volume attribué. Par conséquent, le régulateur a augmenté le plafond de la rémunération pour les enchères en 2024 pour les nouvelles installations de biomasse, cf. tableau 3.
Objectifs pour 2030 et au-delà
L´objectif à l´horizon de 2035 est un système électrique presque 100% renouvelable (voir plus haut). Pour 2030 l’étape intermédiaire vise 80% renouvelable à la consommation brute d’électricité, soit 600 TWh (voir plus haut). L’objectif est ambitieux et demande une accélération importante du rythme de développement.
Trajectoire de développement du photovoltaïque à l´horizon de 2030
Fin 2023, le parc photovoltaïque s’élève à 82,2 GW, soit un ajout de 14,6 GW par rapport à 2022. L’augmentation du plafond de la rémunération d’environ 25% en 2023 (voir tableau 3) a fortement favorisé le développement des panneaux solaires.
Selon la Fédération de l’économie solaire (BSW 2024), environ la moitié de la puissance installée en 2023 a concerné le segment résidentiel, environ 31% le photovoltaïque au sol et environ 18% les grandes toitures.
Compte tenu de l’ajout en 2023 il est fort probable que l’objectif intermédiaire pour 2024 de 88 GW, fixé par la Loi (voir tableau 1), soit atteint et même dépassé.
A partir de 2026, un ajout annuel de 22 GW est prévu (BMWi 2023b), cf. figure 13. En partant d’une puissance crête moyenne de 450 Wc par panneau solaire, il faudrait installer chaque année presque 50 millions de panneaux. C’est un grand défi pour l’industrie du solaire photovoltaïque. D’une part, il y a actuellement un manque de main-d’œuvre qualifiée en Allemagne pour faire face au montage des nouvelles installations. D’autre part, outre les difficultés de la chaîne d’approvisionnement (la quasi-totalité des lingots de silicium, des cellules et des panneaux viennent de l’industrie chinoise et de ses associés asiatiques), le secteur est confronté à des obstacles administratifs.
Trajectoire de développement de l´éolien terrestre à l´horizon de 2030
Le parc éolien terrestre s´élève à 61 GW fin 2023 soit un ajout net de 3 GW en tenant compte de la mise hors service définitive des éoliennes en 2023 (Allemagne Energies 2024b). Le résultat est meilleur que les années précédentes mais toujours décevant compte tenu de l’augmentation du plafond de la rémunération en 2023 (voir tableau 3).
Pour atteindre l´objectif intermédiaire de 69 GW fixé par la Loi, il faudrait ajouter 8 GW nets en 2024 (voir figure 14).
Compte tenu des appels d’offres sous-souscrits, des délais de réalisation observés et du démantèlement attendu des anciennes installations (BT 2020), un ajout net de 3,6 à 4,1 GW serait réaliste en 2024 selon Deutsche Windguard (Deutsche Windguard 2024). L’objectif fixé par la Loi pour 2024 semble intenable.
Trajectoire de développement de l´éolien en mer à l´horizon de 2030
Les objectifs de développement de l’éolien en mer ont été considérablement augmentés, cf. tableau 1.
Le parc installé d´éolien en mer s’élève à 8,5 GW fin 2023, cf. figure 15, soit un ajout de l’ordre de 0,3 GW y compris le repowering des éoliennes existantes (Allemagne Energies 2024b).
Pour atteindre l’objectif de 2030, il faudrait que tous les projets attribués, y compris le volume de 8 GW mis en adjudication en 2024, soient effectivement réalisés. L’exemple du désistement récent au Royaume Unis (Allemagne Energies 2024b) démontre un certain risque suite à la hausse des coûts sur les différents composants de la chaîne d’approvisionnement.
Trajectoire de développement de la biomasse à l’horizon de 2030
Le parc installé de la biomasse s’élève à 9 GW fin 2023, cf. figure 16. Entre 2015 et 2023 environ 2 GW ont été ajoutés.
La Loi sur la promotion des énergies renouvelables (EEG 2023) prévoit une réduction nette de la capacité de la biomasse à 8,4 GW en 2030 (voir plus haut).
Faisabilité technique d’un système électrique avec une forte proportion d’énergies renouvelables
L’objectif politique du gouvernement allemand est d’assurer presque 100% des besoins en électricité à partir des énergies renouvelables (notamment éolien et photovoltaïque) d’ici 2035 en substituant en grande partie la production conventionnelle.
Cependant, il n’existe actuellement aucune démonstration de la fiabilité d’une intégration très poussée d’énergies renouvelables variables sur un grand système électrique. Un grand nombre de prérequis techniques critiques doivent être respectés pour fournir des services système, gérer efficacement les congestions du réseau et assurer la sécurité d’approvisionnement.
A titre d’exemple, l’étude réalisée conjointement en 2021 par le gestionnaire de réseau de transport d’électricité français (RTE) et l’Agence internationale de l’énergie (AIE) vise à identifier les conditions et les exigences relatives à la faisabilité technique de scénarios dans lesquels le système électrique serait fondé sur des parts très élevées d’énergies renouvelables dans un système électrique de grande échelle (RTE et AIE 2021).
Pour cela il faut remplir quatre ensembles de conditions strictes pour permettre sur le plan technique et avec une sécurité d’approvisionnement assurée, l’intégration d’une proportion très élevée d’énergies renouvelables dans un système électrique de grande échelle : le maintien de la stabilité du système électrique, la sécurité d’alimentation en électricité (adéquation des ressources et flexibilité), le dimensionnement des réserves opérationnelles d’équilibrage et le développement des réseaux de transport et de distribution.
Le déploiement des solutions techniques pour maintenir la stabilité du système électrique constitue un des principaux défis à relever.
Aujourd’hui, la stabilité des grands systèmes électriques interconnectés repose sur les rotors des alternateurs des centrales électriques conventionnelles qui tournent de manière synchronisée à la même fréquence (50 Hertz en Europe). Ces machines tournantes contribuent à la stabilité du système en apportant de l’inertie et de la puissance de court-circuit. En outre, elles peuvent générer leur propre onde de tension et se synchroniser de façon autonome avec les autres sources d’électricité : elles forment naturellement un réseau et sont ainsi dites « grid-forming ».
Avec l’augmentation de la part des énergies renouvelables variables, les « machines tournantes », qui sont historiquement la pierre angulaire de la stabilité du système électrique, seront moins nombreuses dans le système électrique.
Les énergies renouvelables variables présentent d’autres caractéristiques techniques. Les parcs éoliens et les panneaux photovoltaïques sont reliés au réseau par des convertisseurs de puissance. Or les technologies actuelles des onduleurs ne sont pas aussi fiables que les grandes « machines tournantes » des centrales conventionnelles pour participer pleinement à la stabilité du système.
Même si des solutions techniques existent pour surmonter la difficulté résultant de la réduction de l’inertie, elles se trouvent toutefois à différents stades de maturité et ne seront pas disponibles sur le plan commercial dans les prochaines années.
Cela pourrait poser un problème dans un avenir proche. Selon le rapport des gestionnaires des réseaux de transport allemands sur la stabilité du système électrique à l’horizon de 2030 (Transnet BW 2024), le critère du N-1 ne serait pas garanti en toutes situations notamment dans le nord de l’Allemagne à cause de l’accumulation des éoliennes d’une production variable dans cette région. Pour mémoire : le critère du N-1 stipule que tout système de production – transport d’électricité doit pouvoir à tout moment faire face à la perte d’un élément du système sans que cela ait un impact sur le consommateur final.
Le Ministère de l’Économie et de la Protection du Climat a publié fin 2023 la feuille de route « stabilité du système électrique » (BMWi 2023c). Il s’agit d’un élément central pour la transformation du système électrique. Elle présente pour la première fois de manière structurée les évolutions nécessaires pour préserver la stabilité du système électrique avec 100% des énergies renouvelables. Affaire à suivre.
Intermittence – un défi pour la stabilité des réseaux
Pour sécuriser l´approvisionnement c´est l´instant qui compte et non pas la production lissée sur une période donnée car il est nécessaire d´équilibrer instantanément la production et la consommation sur l´ensemble du réseau. Mais dans un système électrique caractérisé par des moyens de production dépendant des conditions météorologiques, un équilibre exact entre la production et la consommation d’électricité n’est assuré à aucun moment. Il y a soit un excédent, soit un déficit de production nécessitant le développement d’outils supplémentaires pour faire face à la variabilité intrinsèque de la production.
Des sources de production renouvelables avec une stabilité plus élevée comme les bioénergies (biomasse, biogaz) et dans une moindre mesure l´hydroélectricité pourraient contribuer à augmenter la résilience des réseaux. Cependant, l’utilisation accrue de la biomasse n´est pas une priorité pour le gouvernement allemand (voir plus haut) et son potentiel d’utilisation pour la production d’électricité reste limité. Compte tenu du territoire allemand l’énergie hydraulique est déjà exploitée à un niveau proche de son plein potentiel et la production est tributaire des précipitations.
Les « dark-doldrums », traduction anglaise du mot allemand « Dunkelflaute » sont un défi particulier. Ils désignent un épisode prolongé de production éolienne et photovoltaïque très faible, combiné à une demande d´électricité accrue en fin d´automne ou en hiver. L’association européenne des producteurs d´électricité et de chaleur VGB PowerTech e.V. a publié deux études sur la performance des éoliennes en Allemagne et en Europe (VGB 2017, 2019). Entre 2010 et 2016, l´étude montre environ 160 épisodes de 5 jours de production éolienne faible et pour chaque année un épisode prolongé de vents faibles de 10 à 14 jours.
L’affirmation que le vent soufflerait toujours quelque part en Europe, pouvant atténuer les effets de la variabilité, semble relever d´un solide bon sens populaire, mais ne correspond pas aux faits. L’Europe occidentale se comporte souvent comme une zone venteuse assez homogène, dominée par l´influence des grands courants océaniques ou continentaux. Le foisonnement de l´éolien au niveau européen se révèle donc peu efficace et le foisonnement solaire est lui-même limité parce que l´Ouest européen ne couvre que 1,5 fuseau horaire (Flocard et al. 2014).
Le remède serait le stockage de la surproduction d´énergies renouvelables fluctuantes et la réinjection de l´électricité dans le réseau pendant des périodes de production déficitaire de l´éolien et du photovoltaïque.
Cependant, les grands systèmes de stockage d´énergie ne sont pas encore en vue. L´Allemagne dispose actuellement d´une capacité de stockage d´environ 40 GWh de STEP (pompage-turbinage entre deux bassins hydrauliques), une technologie éprouvée mais avec un potentiel de développement très limité.
Les grands systèmes de stockage par batterie, déjà annoncés comme prometteurs, n´ont pas encore atteint la maturité en raison de leur faible capacité et de leur coût important. Même sous l´hypothèse de mise à disposition d´une puissance de l’ordre de 100 GW de stockage par batterie à l´horizon de 2035, chiffre évoqué par le régulateur allemand dans le plan de développement du réseau, leur capacité de stockage disponible serait de l´ordre de 200 GWh selon les services scientifiques du Parlement allemand (WD 2019). Compte tenu d’une consommation d’environ 60 GWh par heure en Allemagne c’est encore insuffisant.
Mesures d’équilibrage du réseau de transport
Le fort développement des éoliennes notamment dans le nord de l’Allemagne, relativement éloignées des centres de consommation du sud et de l´ouest du pays, et le manque de moyens pilotables notamment dans le sud de l´Allemagne (arrêt des centrales nucléaires et à charbon) ont provoqué une hausse des mesures d’équilibrage du réseau de transport. Amplifiée par la lente modernisation du réseau de transport, cette situation conduit souvent à une congestion du réseau nécessitant des actions correctives.
Les mesures d’équilibrage du réseau de transport, dont les coûts sont supportés par le consommateur par le biais du tarif d´utilisation du réseau, sont composées de trois éléments :
- Le redispatching (réduction de la production d´électricité dans le nord et augmentation dans le sud de l´Allemagne dans le but de modifier les flux physiques afin de réduire les congestions du réseau de transport) et le countertrading (mesure commerciale consistant en la modification du plan de production de deux installations de façon symétrique – augmentation pour l´un et diminution pour l´autre – permettant également de modifier les flux physiques sur le réseau de transport)
- Les centrales en réserve, réactivées ou en attente d´une réactivation pour fournir l´électricité de redispatching manquante
- L’écrêtement de la production d´énergies renouvelables et de la cogénération à la demande des gestionnaires des réseaux de transport pour éviter une congestion du réseau
La figure 17 montre depuis 2013 l’évolution du coût des actions correctives et des volumes écrêtés pour l’équilibrage du réseau.
Selon l’Agence Fédérale des Réseaux, le volume écrêté a atteint environ 35,4 TWh en 2022 (Allemagne Energie 2023b), soit 29% de plus qu’en 2021 (27,5 TWh).
Les coûts liés aux actions correctives s’élèvent à 4,2 Mds€ en 2022, soit presque deux fois plus qu’en 2021 (2,3 Mds€). En dix ans les coûts ont ainsi augmenté presque d’un facteur 20.
Le régulateur n’a pas encore publié les coûts définitifs pour l’année 2023, mais selon la première estimation ils dépassent largement les 3 Mds€ (Allemagne Energies 2024a).
La sécurité d´approvisionnement en électricité avec 100% renouvelables à l’horizon de 2035/2040
Le cabinet de conseil e.venture GmbH a étudié la faisabilité du scénario à « 100% de renouvelables » en Allemagne à partir de 2040 (e-vc 2023).
Selon e.venture, la demande d’électricité en Allemagne augmenterait à environ 942 TWh en 2040 (2021 : 564 TWh), cf. figure 18. Les principaux facteurs sont les 35 millions de véhicules électriques, les 10 millions de pompes à chaleur et une capacité d’électrolyseurs de 70 GW générant ensemble une demande supplémentaire de 310 TWh.
En 2040, la pointe annuelle de consommation atteindrait 146 GW (2021 : 83 GW) et une capacité renouvelable de 570 GW, produirait, lissée sur l’année, jusqu`à 956 TWh.
La figure 19 montre la transposition de l’année météorologique de 2021 sur l’année 2040 (production d’énergie renouvelable et demande d’électricité). Le fait que la production des énergies renouvelables n´est pas corrélée aux fluctuations de la consommation d´électricité devient plus qu’évident. La variabilité des énergies renouvelables, comme l’éolien et le photovoltaïque, met en lumière un déficit ou un excédent de production à chaque moment.
Pendant 5.030 heures la production d’électricité à partir de sources renouvelables serait déficitaire par rapport à la demande et pendant 3.730 heures la production dépasserait la demande. Le déficit cumulé de 233 TWh représente presque un quart de la consommation annuelle en 2040. L’excédent de production renouvelable s’accumule à 219 TWh.
En utilisant pleinement les sources de flexibilité (i.e. les énergies renouvelables pilotables comme la biomasse, l’énergie hydroélectrique et les déchets biogènes), les dispositifs de stockage (STEP, batteries) et le pilotage de la demande (i.e. déplacement temporaire de consommation des pompes à chaleur et de la recharge de véhicules électriques) le déficit et l’excédent pourraient être réduits.
Côté déficit, il serait donc possible de réduire les heures déficitaires de 5.030 à 3.590 heures et le volume de 90 TWh. Mais il resterait toujours un volume déficitaire d’environ 140 TWh.
La demande lors de la pointe pourrait être abaissée à 75 GW, en tenant compte d’un potentiel de délestage de 13 GW pour l’industrie et d’une importation d’électricité de 25 GW. Cette action correspond à un volume d’électricité de 4 TWh.
Ainsi, après avoir utilisé tous les potentiels décrits, il reste un volume déficitaire de 140 TWh à couvrir. En absence de nucléaire, il faudrait dans l’état actuel de la technique, des centrales thermiques à gaz pour combler ce déficit de production des énergies renouvelables. Selon le cabinet de conseil 75 GW de centrales à gaz seront nécessaires en 2040 qui fonctionneraient plus de 1.800 heures en moyenne par an.
Dans un système électrique entièrement décarbonisé, il s’agirait des centrales à l’hydrogène ou des centrales au gaz naturel équipées d’un système de captage et de stockage du CO2.
L’excédent de production renouvelable pourrait être réduit de 120 TWh grâce à une capacité supposée de 70 GW d’électrolyseurs en 2040. Il faudrait finalement écrêter jusqu’à 170 GW de la production éolienne et photovoltaïque. Cela correspond à un volume d’électricité non produit de 70 TWh, cf. figure 20.
Le cabinet e.venture a en outre étudié l’hypothèse d’une augmentation de la capacité de production renouvelable en vue de réduire la capacité nécessaire en centrales à gaz en backup. L’analyse de sensibilité montre que ce n’est pas le cas, du moins pas dans une mesure significative.
Même en augmentant la capacité de production renouvelable de 50%, la pointe baisserait de 120 à 117 GW seulement. Le volume d’électricité déficitaire serait réduit de 95 TWh et les heures de fonctionnement des centrales à gaz en backup passeraient de 1.800 à 600 heures par an.
En revanche, l’augmentation nécessaire de la capacité des énergies renouvelables, les excédents attendus de leur production et le développement supplémentaire des réseaux font que l’utilité marginale d’une telle augmentation des capacités de production renouvelables deviendrait rapidement nulle.
La croyance dans la modicité du prix de d’électricité grâce au déploiement massif de l’éolien et du photovoltaïque ne semble pas non plus tenir ses promesses : selon le cabinet e.venture les prix de gros de l’électricité seront à l’horizon de 2040 au moins deux fois plus élevés qu’avant la crise énergétique.
En conclusion, même dans les hypothèses les plus optimistes, le scénario à « 100% de renouvelables » est intenable techniquement sans des moyens de production pilotables en backup. De plus, contrairement aux idées reçues, le cabinet de conseil e.venture arrive au résultat que ces moyens pilotables fonctionneraient beaucoup plus que quelques heures par an.
Aspects économiques des énergies renouvelables
Impulsions économiques grâce aux énergies renouvelables
Au cours des deux dernières décennies, les investissements dans la construction des installations d´énergies renouvelables ainsi que les dépenses courantes pour leur exploitation sont devenus un facteur économique important (BMWi 2022d).
Investissement dans la construction des énergies renouvelables
Selon les statistiques de l’Agence fédérale de l’Environnement (UBA 1), le montant total des investissements dans la construction d’installations d’énergies renouvelables s’élève à plus de 345 Mds€ sur la période 2005 – 2023 (voir figure 21) soit en moyenne environ 19 Mds€ par an.
Après un pic en 2010 avec près de 28 Mds€, les investissements ont ensuite chuté sous la barre de 15 Mds€ en 2015, puis, après une courte remontée, ils sont redescendus à 11 Mds€ en 2019. Depuis lors, la tendance est à nouveau à la hausse et ils atteignent un record en 2023 avec presque 37 Mds€.
Le net recul des investissements après 2010 s´explique notamment par le photovoltaïque. La baisse des tarifs d´achat garantis pour le photovoltaïque a attiré moins d´investisseurs et a de ce fait conduit à partir de 2013 à une forte baisse de l´ajout de nouvelles installations. Depuis 2018 les investissements dans le photovoltaïque sont repartis à la hausse. Entre 2022 et 2023 ils ont plus que doublé.
Concernant l’éolien terrestre, après avoir atteint un point bas en 2019 notamment en raison d’un recul important des nouvelles installations sur le territoire national, une reprise des investissements est observée à partir de 2020. Entre 2022 et 2023, les investissements ont augmenté de 55%.
Depuis 2020 les investissements dans l’éolien en mer ont été assez faibles. Après la mise en service des dernières installations commandées avant l´introduction des appels d´offres, un gap est constaté jusqu´à la construction des nouvelles installations attribuées lors des appels d´offres de 2017 et 2018. Leur mise en service est prévue à partir de 2022. En conséquence, en 2020 et 2021, seuls des investissements dans le cadre de travaux préparatoires pour les nouveaux parcs éoliens ont été enregistrés.
Généralement, les investissements dans les installations de production d´électricité ont été nettement supérieurs à ceux pour la production de chaleur. En 2023 les investissements dans la production de chaleur atteignent environ un tiers des investissements totaux.
Dépenses courantes dans l’exploitation des énergies renouvelables
L´exploitation des installations a acquis une importance économique considérable (BMWi 2022d ; UBA 1). L´exploitation des installations (y compris la maintenance et la vente de biocarburants) déclenche des impulsions économiques dans d´autres secteurs, par le biais de la demande en personnel, en pièces de rechange ou en combustibles. Les coûts d´exploitation générés entraînent un chiffre d´affaires important pour les fournisseurs. Les impulsions économiques déclenchées par l´exploitation des installations montrent depuis des années une tendance à la hausse correspondant au nombre croissant d´installations mises en service, cf. figure 22.
Les impulsions économiques générées par l’exploitation et la maintenance des installations d’énergies renouvelables sont passées de 5 Mds€ en 2005 à presque 24 Mds€ en 2022.
Coûts de soutien aux énergies renouvelables
Pour les installations d´électricité verte les exploitants bénéficient d’un soutien de l’État au déploiement commercial (par exemple par le biais de tarifs d´achat garantis ou de compléments de rémunération ou d’appels d’offres) sur 20 ans, lequel est financé par la vente de l’électricité sur le marché et par la charge de soutien aux énergies renouvelables (le prélèvement pour l’électricité verte ou « prélèvement EEG » = différence entre le prix de revente de l’électricité sur le marché et la rémunération que les exploitants des installations d’énergies renouvelables électriques reçoivent).
La charge de soutien aux énergies renouvelables (EEG-Umlage) a été financée jusqu’à mi-2022 par le consommateur d’électricité (GRT).
La figure 23 montre l’évolution de la charge de soutien (EEG-Umlage) entre 2012 et 2022. Elle a couvert la différence entre les recettes et les dépenses des Gestionnaires de Réseau de Transport (GRT) pour le soutien des énergies renouvelables.
Pour faciliter la comparaison, la charge de soutien calculée initialement pour 2022 est représentée. En réalité, elle a été fixée à zéro au second semestre 2022 pour soulager les consommateurs d´électricité suite à la hausse de prix dans le sillage de la guerre en Ukraine.
Depuis 2023, la suppression de la charge de soutien des énergies renouvelables est fixée par la Loi. Elle est désormais entièrement financée par l´État.
Le besoin de financement des énergies renouvelables est publié chaque année en octobre pour l’année suivante par les GRT. Pour l’année 2024 le montant est estimé à 10,6 Mds€.
Il n’est pas exclu qu’en 2024 il y ait un besoin supplémentaire non planifié de plusieurs milliards, car la commercialisation de l’électricité verte a généré des recettes plus faibles qu’initialement prévues.
Le « Fonds pour le climat et la transformation » (Klima- und Transformationsfonds) fournit des ressources nécessaires pour promouvoir les investissements et les mesures qui serviront à atteindre les objectifs de protection du climat (BMWi 2023a). Le Fonds est principalement financé par les recettes tirées des systèmes d´échanges de quotas d´émission européens (ETS) et de la taxe carbone nationale (Allemagne Energies 1).
Depuis 2017, la rémunération de référence des producteurs des énergies renouvelables est déterminée par appel d´offres, sauf pour les installations de petite taille. Les mécanismes incitatifs mis en place sont spécifiques à chaque filière et font l´objet d´adaptations périodiques pour tenir compte des évolutions techniques et économiques par l´introduction d´un plafond de rémunération de référence.
Pour mémoire : Il existe une particularité pour l’éolien terrestre. Le montant plafond de la rémunération ou valeur de référence est valable pour un « site idéal », soit 6,45 m/s à 100 m de hauteur (BMJ 2023a).
La valeur de référence pour un « site idéal » est multipliée par un facteur de qualité en fonction du site réel et du rendement de l’éolienne prévue. 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.
Donc la rémunération payée à un soumissionnaire retenu peut en réalité être plus haute ou plus basse que le montant d’adjudication.
A titre d’exemple : en Allemagne du sud la vitesse moyenne du vent est nettement plus faible que dans le nord du pays. Pour favoriser la construction des éoliennes dans cette région, la valeur de référence est multipliée par un facteur > 1. Dans les endroits particulièrement défavorables, par exemple en Bavière, la valeur de référence est multipliée par 1,55. Un soumissionnaire ayant obtenu un montant d’adjudication de 73,50 €/MWh en 2023 reçoit donc une rémunération réelle de 73,50 x 1,55 = 113,93 €/MWh.
Les objectifs manqués des enchères dans le passé notamment de l’éolien terrestre laissent présager un développement en deçà des besoins dans les années à venir. C´est pour cela qu’à partir de 2023 les plafonds de rémunération ont été augmentés d’environ 25% dans le but de rendre plus attractive la participation aux enchères pour l´éolien terrestre et le photovoltaïque et pour compenser l´envolée des prix des matériaux de construction (BNetzA 2022 ; 2023a).
Le régulateur a annoncé en décembre 2023 que les montants plafonds de la rémunération de référence fixés en 2023 seraient également valables en 2024 à l’exception du photovoltaïque sur bâtiments pour lequel le montant a été réduit (BNetzA 2023b).
Emplois générés par les énergies renouvelables
Un autre facteur pour la réussite de la transition énergétique est l´effet sur l´emploi dans différents secteurs.
Comme conséquence de la transition énergétique des emplois sont supprimés dans le secteur des énergies conventionnelles, tandis que de nouveaux emplois et champs professionnels émergent dans le secteur des énergies renouvelables. En fonction des méthodes de calcul employées les résultats fournis par l´analyse des effets de la transition énergétique sur l´emploi varient fortement. Toutefois la majorité des études concluent que les effets de la transition énergétique sur l´emploi sont positifs (OFATE 2021).
Cependant, l’évolution du nombre d´emplois n’a pas été constante dans le passé. Après une forte croissance jusqu’en 2011, les années suivantes ont été marquées par un net recul, notamment dû à l’effondrement de l’industrie photovoltaïque nationale. La production des panneaux photovoltaïques s’est en grande partie déplacée vers d’autres pays, notamment vers la Chine.
A partir de 2019, la tendance est à nouveau à la croissance. Par rapport à 2021, le nombre d’emplois dans le secteur des énergies renouvelables a augmenté d’environ 50.000 pour atteindre 387.700 personnes en 2022 (BMWi 3), cf. figure 24.
L’augmentation des emplois a surtout eu lieu dans les secteurs de la géothermie/chaleur ambiante et du solaire. Dans ces deux secteurs, le nombre d’emplois a augmenté de plus de 20.000 chacun sous l’effet de la forte demande de pompes à chaleur (+58 % par rapport à 2021) et des panneaux solaires (+37 %).
Les chiffres positifs en 2022 ne doivent cependant pas faire oublier le fait que l’accélération du développement des énergies renouvelables exige la mobilisation d’un nombre suffisant de main-d’œuvre qualifiée dans tous les domaines.
Le baromètre KfW-ifo indique à quel point les entreprises dans les différents secteurs économiques sont actuellement confrontées à une pénurie de main-d´œuvre qualifiée. Les chiffres sont alarmants dans tous les secteurs concernés (KfW). Au 4e trimestre 2023, la pénurie de main-d’œuvre qualifiée a entravé les activités de 39% des entreprises. Bien que la pénurie ait diminué en raison de la morosité économique, elle reste toujours historiquement élevée.
De plus le besoin de main-d’œuvre qualifiée augmentera considérablement dans les années à venir. Selon l´Association des Ingénieurs Allemands (VDI) et German Economic Institute à Cologne (IW Köln), la demande croissante en personnel qualifié ne peut actuellement pas être satisfaite (VDI 2022).
Si aucun remède n´est trouvé, cette pénurie impactera dès le milieu de cette décennie les objectifs ambitieux en matière de développement des énergies renouvelables.
Matières premières et composants pour les énergies renouvelables
Parmi les facteurs de risque pour la croissance des énergies renouvelables, le risque d´approvisionnement pour certaines matières premières et composants lié à un marché trop concentré et/ou une provenance de pays à forte instabilité politique est régulièrement évoqué.
Dans le cadre de l´initiative « Critical Raw Materials », la Commission européenne a défini 24 minerais et métaux qui sont essentiels pour la production d´énergies renouvelables et électromobilité (CE 2020).
La figure 25 montre les matières premières pertinentes pour le secteur des énergies renouvelables et le classement du risque d´une forte dépendance et/ou d´un approvisionnement incertain.
Comme le montre la figure, l´énergie éolienne est particulièrement dépendante des matières premières critiques.
L´un des composants clés d´une éolienne est le générateur, qui convertit l´énergie mécanique en énergie électrique. Les générateurs à aimant permanent, introduits au cours des dernières décennies, présentent un certain nombre d’avantages (forte densité de puissance et un encombrement réduit avec un rendement optimal), notamment pour des éoliennes maritimes soumises à de fortes contraintes de taille et de poids. Or, la conception de la plupart des aimants permanents est particulièrement consommatrice de terres rares telles que le néodyme, le praséodyme et le dysprosium.
La demande mondiale croissante de terres rares peut avoir des répercussions importantes sur le développement de l´éolien en Allemagne. La dépendance à l´égard d´un marché unique suscite également des interrogations car la Chine a le quasi-monopole de la production non seulement des terres rares, mais aussi de la fabrication des aimants permanents (CE 2020).
C´est pour cela que les industriels dans le secteur éolien ont progressivement développé des moyens de substitution aux technologies requérant des terres rares. La première option est de réduire la quantité de terres rares utilisée. Une autre option est la substitution par d´autres technologies dépourvues d´aimants permanents.
Le déploiement rapide du photovoltaïque présente aussi un risque d’approvisionnement élevé, selon la Commission européenne, pour certaines matières premières, telles que le silicium métallique, l’indium, le gallium, le germanium et les borates.
Mais l´étape la plus vulnérable de la chaîne d´approvisionnement de la technologie photovoltaïque se situe au niveau des composants. Depuis le déclin de l´industrie solaire allemande, ces composants sont en grande partie fabriqués en Chine. Selon une étude du cabinet de conseil PriceWaterhouseCoopers (PwC), en 2021, environ 75% des panneaux solaires photovoltaïques provenaient de l´Empire du Milieu (pwc 2022). Les fabricants européens ne représentaient que 1% du marché. La contribution allemande se classe ainsi en pour mille. La dépendance par rapport à la Chine représente donc un risque considérable pour la réalisation des objectifs ambitieux de développement du photovoltaïque (215 GW en 2030).
Si les industries européennes ne sécurisent pas leurs approvisionnements sur le long terme, elles risquent des ruptures ou des hausses de prix pouvant ralentir le développement des énergies renouvelables. Le recyclage est une autre opportunité à long terme pour améliorer la résilience des métaux et des matières premières de l´Union européenne.
Perspective
Pour atteindre les objectifs ambitieux de 2030 et au-delà en matière d´énergies renouvelables, l´État doit créer les conditions favorables pour un développement environ trois fois plus rapide qu´au cours des 20 dernières années.
De plus, l´objectif pour 2035 d’un système électrique presque neutre en carbone implique, en une décennie, des paris technologiques lourds comme une bascule vers l´hydrogène et la mise à disposition de moyens suffisants de stockage d´énergie.
Avec l´objectif d´une puissance nette de l´éolien de 115 GW et du photovoltaïque de 215 GW en 2030, une accélération des énergies renouvelables sans précédent doit être réalisée.
Cependant, des obstacles et des pénuries pertinents sont actuellement identifiables et continueront à impacter considérablement la vitesse et donc la réussite du développement des énergies renouvelables tant qu´ils ne seront pas explicitement affrontés et résolus.
Le manque de surface est actuellement le principal obstacle au développement de l´éolien terrestre. Le gouvernement fédéral doit donc mettre en œuvre le plus rapidement possible l´objectif fixé par la loi, à savoir l´augmentation à 2% du territoire allemand, et veiller à ce que les surfaces soient effectivement constructibles. L´objectif intermédiaire de l´augmentation de la superficie du territoire à 1,4% d´ici fin 2027 intervient beaucoup trop tard pour soutenir le développement à l´horizon de 2030.
Outre des incitations financières appropriées pour la construction des nouvelles installations d´énergies renouvelables et une accélération des procédures de planification et d´autorisation, il faut trouver des solutions pour la mobilisation d´un nombre suffisant de main-d´œuvre qualifiée dans tous les domaines, la pérennisation des matières premières et le développement des capacités de production en Allemagne et dans l´Union européenne.
Selon un récent rapport de la Cour Fédérale des Comptes (Allemagne Energies 2024c), le gouvernement fédéral serait en retard dans le développement des énergies renouvelables et des réseaux électriques ainsi que sur le calendrier de construction de nouvelles centrales électriques bas carbone en back-up pour pallier la variabilité de la production des énergies renouvelables telles que l’éolien et le photovoltaïque.
L’affirmation que le développement des énergies renouvelables a, grâce à leurs coûts de production d’électricité avantageux, le potentiel de faire baisser durablement les coûts de l’électricité pour le consommateur ne tient pas compte des faits techniques (BDEW 2024). Un système électrique centré sur l’éolien et le solaire entraine, outre les investissements importants dans le développement des énergies renouvelables, des coûts élevés dus aux moyens pilotables bas carbone indispensables en backup ainsi que des capacités importantes de stockage de l’électricité pour suppléer l’intermittence. De plus, le développement nécessaire des réseaux exige des investissements élevés, qui se répercutent également sur le prix d’électricité via le tarif d’utilisation du réseau.
Enfin, le prix de l’électricité n’est pas uniquement déterminé par les coûts du système, mais comprend des taxes, des redevances et des prélèvements induits par l’État et se détermine sur le marché en fonction de l’offre et de la demande. En conclusion, contrairement aux idées reçues, une baisse du prix de l’électricité pour le consommateur final grâce au développement des énergies renouvelables ne se produira pas dans un avenir prévisible.
Les prochaines années détermineront si le gouvernement allemand parviendra à réaliser ses objectifs ambitieux en matière d’énergies renouvelables.
Références
AGEB (2023) Stromerzeugung nach Energieträgern (Strommix) von 1990 bis 2023 (in TWh) Deutschland insgesamt (Datenstand Dezember 2023). AG Energiebilanzen e.V. En ligne : https://ag-energiebilanzen.de/.
Agora Energiewende (2022a) Climate-neutral power system 2035 (Summary). How the German power sector can become climate-neutral by 2035. Agora Energiewende. En ligne : https://www.agora-energiewende.org/publications/climate-neutral-power-system-2035-summary.
Agora Energiewende (2022b) Klimaneutrales Stromsystem 2035. Wie der deutsche Stromsektor bis zum Jahr 2035 klimaneutral werden kann. Agora Energiewende. En ligne : https://www.agora-energiewende.de/publikationen/klimaneutrales-stromsystem-2035.
Agora Energiewende (2024) Die Energiewende in Deutschland: Stand der Dinge 2023. Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2024. Agora Energiewende. En ligne : https://www.agora-energiewende.de/publikationen/die-energiewende-in-deutschland-stand-der-dinge-2023.
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