Énergies renouvelables : de nombreux défis

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(texte mis à jour le 15.01.2021)

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

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 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 d´au moins 80% dans la consommation brute d´électricité est visée à l´horizon de 2050.

Comme objectif intermédiaire, le gouvernement allemand s´est fixé d´ici 2030 une part de 30% des énergies renouvelables dans la consommation d´énergie finale et de 65% dans la consommation brute d´électricité. La priorité est donnée au développement des énergies intermittentes, éolien et photovoltaïque.

Contraintes techniques

Bien que la production lissée sur l´année des énergies renouvelables intermittentes soit déjà remarquable (une part de presque 33% à la production brute en moyenne sur l’année 2020), c´est l´instant qui compte pour sécuriser l´approvisionnement 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 pour garantir la qualité de l´électricité (fréquence et tension).

L’intermittence des énergies éoliennes et photovoltaïques est donc un défi pour les gestionnaires de réseau, car leur production varie fortement et rend plus difficile le pilotage du réseau. La production peut excéder la demande et ensuite baisser rapidement, nécessitant l´intervention des moyens pilotables hautement flexibles en backup pour assurer l´équilibrage du système électrique. 

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.

Les énergies renouvelables intermittentes ne peuvent donc à elles seules assurer la sécurité d´approvisionnement actuellement. 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.

En outre, le développement de millions de petites unités de production décentralisées, notamment à base d´énergies renouvelables intermittentes, entraîne une diminution des moyens techniques pour assurer les services système (maintien de la fréquence et de la tension, mise à disposition de la puissance réactive, redémarrage du réseau suite à un « black-out »). Dans ce domaine, le tournant énergétique n´est qu´à ses débuts au niveau technique et réglementaire.

En conclusion, les énergies renouvelables sont en progression constante, mais elles ne sont pas en capacité, à elles seules et avant longtemps, d’assurer la sécurité d’approvisionnement. Un parc de production des moyens pilotables en back-up reste indispensable pour suppléer aux carences des énergies renouvelables intermittentes.

Le discours de 100% renouvelable d’ici 2050, basé principalement sur l´éolien et le solaire, s’apparente à une prophétie qu’aucun expert sérieux ne se risquerait à cautionner.

Contraintes économiques

Selon une affirmation du ministre fédéral Peter Altmaier en 2013, les coûts de la transition énergétique du secteur électrique pourraient s’élever à environ 1000 milliards d’Euros d’ici la fin des années 2030. L´annonce de ce montant a été largement critiquée en Allemagne mais elle est en phase avec une estimation effectuée en 2016 par l´institut de Düsseldorf (DICE) qui a estimé à 520 milliards d´Euros les coûts cumulés pour 2000 à 2025. Et les coûts ne s’arrêteront pas pour autant en 2025.

La plus grande part de ces coûts est constituée 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 d´électricité du marché.

Cette différence est financée par le consommateur final.  La promotion des énergies renouvelables en marge des règles du marché a été introduite par la loi sur les énergies renouvelables (Erneuerbare Energien Gesetz), entrée en vigueur en 2000 et considérée comme le moteur du développement des renouvelables. Cette loi fixe 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 une hausse importante de la charge de soutien dépassant actuellement les 24 milliards d´Euros par an.

De ce fait le prix du kWh payé par le ménage allemand est parmi les plus élevés d’Europe. La fiscalité représente plus de la moitié du prix du kWh et la majeure partie de la fiscalité est constituée par la charge de soutien aux 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.

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’émission pour l´allègement de cette charge.

De plus le gouvernement allemand a décidé mi-2020 de plafonner la charge de soutien en 2021 et 2022 afin de stabiliser le prix de l’électricité.  Le gouvernement a voulu ainsi éviter une augmentation mécanique de la charge de soutien en 2021 en raison de 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.

Néanmoins, par rapport à la promesse en 2011 du gouvernement allemand que le montant ne dépasserait pas les 35 €/MWh, la charge de soutien sera presque toujours deux fois plus élevée.

Toutefois, le prix de l´électricité ne dépend pas seulement de la part « fiscalité » composée des taxes et contributions diverses, dont fait partie la charge de soutien des énergies renouvelables, 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 du réseau électrique afin d’y intégrer les énergies renouvelables mais aussi la hausse des coûts relatifs à la stabilisation du réseau.

L´injection accrue d´électricité renouvelable intermittente a provoqué ces dernières années une hausse importante des interventions des gestionnaires des réseaux allemands 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.

Les tarifs d’achat étant valables vingt ans, les premiers contrats d´éolien terrestre et de photovoltaïque sont arrivés à échéance fin 2020, ce qui à partir de cette date, chaque année, «sortira » du soutien les anciennes installations, les plus coûteuses.

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.

On peut donc à terme espérer une stabilisation du prix de l´électricité pour le consommateur final.

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 2019
  • Rôle des interconnexions pour les échanges d´énergies renouvelables intermittentes
  • Modernisation du réseau électrique
  • Sécurité d´approvisionnement
  • Perspectives

Contraintes économiques

  • Loi sur les énergies renouvelables EEG (Erneuerbare Energien Gesetz) du secteur électrique
  • Réglementation relative à l’énergie renouvelable dans le secteur du bâtiment
  • Critique à la loi « EEG » du secteur électrique
  • Impact de la loi  « EEG » sur le coût de l´électricité
    • 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 relatifs à la stabilisation du réseau

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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 ambitieux cadre en matière de développement des énergies renouvelables. Le paquet Climat et Energie 2020 de l´Union Européenne (CE) prévoit une part de 20% des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d´énergie dont une part de 10 % dans le secteur des transports d´ici fin 2020.

Le Cadre pour le climat et l’énergie à l´horizon 2030 (CE) prévoit 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  

Les objectifs de l´UE cités ci-dessus peuvent varier en fonction de la situation de départ des différents pays concernant leur production d’énergies renouvelables et leur capacité à l’augmenter.

L´Allemagne s´est fixé un objectif de 18% dans la consommation énergétique finale brute à l´horizon 2020 et de 30% d´ici 2030 (Allemagne-Energies 1). La figure 1 ci-dessous donne un aperçu de la progression des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d´énergie (BMWi 2020a; Eurostat; BMWi 1).

Fig 1_Part EnR conso final
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) 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).

Fig 2 Part EnR dans les secteurs
Figure 2 : Part et objectifs des énergies renouvelables, déclinés par secteur (électricité, chaleur & refroidissement et transports) selon Eurostat et le 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 (BDEW 2020c).

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 presque 73% lissée sur l´année, cf. figure 3 (BMWi 1; Allemagne-Energies 2021). La production restante est fournie par des sources renouvelables pilotables comme les bioénergies (biomasse, biogaz), déchets biogènes, géothermie et hydroélectricité (centrales au fil de l´eau, centrales associées à une retenue d’eau) 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 2021).

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 2021)), 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 (hors STEP) et production nette en pourcentage en 2020

A titre de comparaison, le nucléaire allemand, qui représente avec 8,1 GW environ 3,6% de la capacité installée, a produit 11,3% du courant (64,3 TWh). Cela correspond à un facteur de charge moyen de plus de 90%.

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 2020) 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).

Fait marquants des énergies renouvelables intermittentes en 2020

Les excellents 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 2021).

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 2021).

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 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 2021).

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 30 GW ; ce chiffre pourrait passer à environ 35 GW d’ici 2030.

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 faut maintenir une importante capacité de moyens pilotable hautement flexibles en back-up.

Modernisation du réseau électrique

Un approvisionnement d´électricité  basé sur des sources d’énergies renouvelables recèle de nouveaux défis pour les réseaux. 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 grands réseaux de transport suprarégionaux et des réseaux de distribution locaux est une tâche essentielle. Plusieurs lois constituent la base de modernisation du réseau de transport (Allemagne-Energies 1). Actuellement environ 7700 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 au nouvel objectif d´une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation d´électricité d´ici 2030, les besoins d’extension des réseaux électriques de transport sont 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 son accord fin 2019 (BNetzA 2019).

Il faut ajouter environ 3600 km de lignes THT aux projets actuels dont la plupart seront des renforcements de lignes existantes. Le besoin passera donc à plus de 11200 km. Entre autres, des nouvelles lignes à haute tension en courant continu doivent être construites 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 2019a)

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 troisième trimestre 2020, environ 4700 km étaient en cours d´examen et environ 1500 km (19,5%) réalisés (BNetzA 3).

Actuellement la cogestion du réseau suite à 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 2020).

Sécurité d´approvisionnement

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 estla durée moyenne de non-disponibilité du système (voir annexe 3). La comparaison avec d´autres pays européens montre que l´Allemagne a, jusqu´à présent, fait partie du groupe de tête en matière de sécurité d´approvisionnement malgré un développement massif des énergies renouvelables intermittentes.

La poursuite de l’expansion des énergies renouvelables intermittentes, prioritaires sur le réseau, se révèle malgré tout exigeante pour le système électrique. La compensation des variations de la production éolienne et photovoltaïque demande une flexibilité accrue du système électrique, actuellement assurée par le recours au pilotage de la consommation (demande-site-management), l´écrêtement de la production des énergies renouvelables intermittentes et une importante capacité de centrales conventionnelles à réaction rapide en backup. Et ceci en tenant compte de la qualité de l’alimentation (respect de la tension et de la fréquence).

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. Avec l’abandon de la production d’électricité à base de houille/lignite et du nucléaire, deux piliers de la production d’électricité conventionnelle seront supprimés dans les années à venir tout en augmentant en même temps la consommation d´électricité par de nouveaux consommateurs flexibles (pompes à chaleur, véhicules électriques intelligents).

Au cours de cette transformation, des défis majeurs se manifesteront pour le maintien de la sécurité d’approvisionnement en Allemagne et en Europe.

L´Allemagne sera obligée d´augmenter la capacité des centrales de cogénération au gaz (Allemagne-Energies 1) et sera vraisemblablement dans certaines situations critiques dépendante d’importations d’électricité en provenance des pays voisins.

La réduction du parc des grandes centrales conventionnelles pilotables et la mise en place de millions de petites unités de production décentralisée notamment à base d´énergies renouvelables intermittentes (éolien et solaire) soulèvent 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 »).

Selon une étude de l´Agence allemande de l´énergie (dena), la transformation profonde du mix énergétique allemand entraîne une diminution des moyens techniques pour assurer les services système (dena 2020). La discussion sur la sécurité d´approvisionnement se concentre trop sur la manière de fournir les capacités de production requises. Cela ne va pas suffisamment loin. Les services système doivent également être assurés malgré une complexité croissante. Dans ce domaine, le tournant énergétique n’en est qu’à ses débuts.

Perspectives

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).

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).

En conclusion, les énergies renouvelables sont en progression constante, mais elles ne sont pas en capacité, à elles seules et avant longtemps, d’assurer la sécurité d’approvisionnement. Un parc de production des moyens pilotables en back-up reste indispensable pour compenser les fluctuations de la production des éoliennes et du solaire et assurer les services système. 

Le discours de 100% renouvelable d’ici 2050, basé principalement sur l´éolien et le solaire, s’apparente à une prophétie qu’aucun expert sérieux ne se risquerait à cautionner.

Selon différentes études  (Allemagne-Energies 1), une capacité de moyens pilotables comprise entre 60 et 130 GW sera toujours nécessaire à l´horizon de 2050. Cette capacité élevée est requise par la forte électrification des secteurs des transports et du chauffage & refroidissement. Un approvisionnement sûr en électricité est une condition préalable à un approvisionnement sûr en chaleur à long terme. Les moyens pilotables appropriés seront les centrales à gaz, turbines à combustion et centrales de cogénération qui seront alimentées initialement au gaz naturel et, à l’avenir, au gaz synthétique, cf. annexe 4.

Contraintes économiques

Selon une affirmation du ministre fédéral Peter Altmaier en 2013, les coûts de la transition énergétique du secteur électrique pourraient s’élever à environ 1000 milliards d’Euros d’ici la fin des années 2030. L´annonce de ce montant a été largement critiquée en Allemagne mais elle est en phase avec une estimation effectuée en 2016 par l´institut de Düsseldorf (DICE) qui a estimé à 520 milliards d´Euros les coûts cumulés pour 2000 à 2025. Et les coûts ne s’arrêteront pas pour autant en 2025 (Allemagne-Energies 1).

La plus grande part de ces coûts est constituée 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 marché.

Le débat sur la soutenabilité des énergies renouvelables a tendance à se concentrer sur le prix de l´électricité en Allemagne. C´est pourquoi ce chapitre se concentre sur l’impact des énergies renouvelables sur le coût de l´électricité, un réel point de discorde entre les protagonistes et les critiques de l´Energiewende.

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 11 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 11 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).

Après le feu vert du Parlement fédéral allemand (Bundestag) et du Conseil fédéral (Bundesrat) en décembre 2020, la nouvelle loi EEG 2021 a remplacé à partir de 2021 la loi précédente de 2017 par une version fondamentalement modifiée (BMWi 2020b).

Son objectif est de créer les conditions juridiques permettant de garantir que toute l’électricité produite 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. Dans ce contexte, la loi fixe, de manière contraignante, la feuille de route pour y parvenir.

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. Voir aussi le chapitre « Critiques faites au tournant énergétique » en (Allemagne-Energies 1).

Impact de la loi « EEG » sur le coût d´électricité

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 12 montre la composition du prix de l’électricité pour un ménage allemand depuis 2006 (BDEW 2020b), date à laquelle les coûts de fourniture et d´acheminement de l´électricité ont été listés séparément.

Fig 12 decomposition prix elec menage allemand 2006_2020
Figure 12 : Décomposition du prix de l’électricité pour un ménage allemand depuis 2006

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 2019b).

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 fatales (éolien, solaire). Des prix négatifs sont principalement observés en Allemagne lorsque les énergies renouvelables fatales (éolien et solaire) 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 part acheminement

Le tarif d´utilisation du réseau avait diminué en valeur absolue depuis 2006 sous l’effet de la régulation (régulation incitative sur base de benchmark). Mais depuis 2012 le tarif est reparti à la hausse (voir figure 12). Un certain nombre de facteurs y ont contribué, entre autres les investissements importants de la modernisation du réseau électrique afin d’y intégrer les énergies renouvelables (voir chapitre plus haut) mais aussi la hausse importante des coûts relatifs à la stabilisation du réseau décrite plus loin. L´augmentation des injections décentralisées d´électricité permettant une diminution des coûts d´acheminement a eu un léger effet modérateur.

L´injection accrue d´électricité renouvelable intermittente a provoqué  une hausse importante des interventions des gestionnaires des réseaux allemands pour éviter les coupures de courant. 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.

Le tarif d´utilisation du réseau contient aussi la charge de soutien pour promouvoir la production d’électricité à partir de la cogénération (KWKG-Umlage). La charge est fixée annuellement par les GRT (GRT 2). En 2021 elle s´élève à environ 910 M€ ce qui correspond à 2,54 €/MWh sur la consommation finale non privilégiée.

La part fiscalité

La part « fiscalité » s´est envolée depuis 2010 avec le développement massif des énergies renouvelables et a dépassé les 16 €ct/kWh depuis 2017 (voir figure 12). L’électricité est plus taxée en Allemagne qu’en France (Allemagne-Energies 2).

Pour la décomposition détaillée des taxes et contributions pour les ménages voir figure 13 (BDEW 2020b).

Fig 14 decomposition taxes 2020_ bdew
Figure 13 : décomposition des taxes et contributions pour les ménages en 2020
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 opérateurs de réseau à stabiliser le réseau électrique en réduisant la demande si nécessaire. 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 pour réduire la consommation d’énergie et financer la baisse des coûts non salariaux du travail
  • Konzessionssabgabe : Redevance de concession (taxe locale des communes)
  • 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)

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 235 milliards € sur la période 2000 – 2019 (voir figure 14) soit environ 12 milliards € par an, avec un pic atteint en 2010 à 24,7 milliards € (BMWi 1; UBA 2020). Presque 88 % du montant total ont été attribués aux énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque).

Fig 15_Invest EnR 2000_2019
Figure 14 : Investissements de 2000 à 2019 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 15 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 15 : 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 16 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 16 : 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.

La figure 17 montre l´évolution des charges de soutien aux énergies renouvelables depuis 2010, lesquelles ont plus que triplé malgré la promesse du gouvernement allemand en 2011 que le montant du soutien ne dépasserait pas les 35 €/MWh.

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 à court terme, la situation s´est dégradée suite à la crise sanitaire du Coronavirus.

Selon les experts, la consommation nette d’électricité en Allemagne serait en 2020 inférieure d’environ 8 % par rapport à la prévision initiale de consommation pour 2020 ce qui a provoqué une baisse du prix sur le marché spot et 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 s´élèverait 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 de 10,8 milliards d´Euros et aux recettes provenant de la taxe carbone en vigueur dès 2021 pour toutes les émissions de CO2 en Allemagne générées par l’utilisation des combustibles dans les secteurs de chaleur & refroidissement et des transports non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émission (cf. (Allemagne-Energies 2020a).

Fig 18 Evolution EEG Umlage 2010_2022 neu
Figure 17 : Evolution et prévision des charges de soutien aux énergies renouvelables de 2010 à 2022

Les charges de soutien aux énergies renouvelables sont principalement supportées par les ménages (voir figure 18) avec ~ 35 % soit 8,5 milliards d´€ en 2020 (BDEW 2020b).

Avec 6,1 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 19 EEG Aufteilung consommateur 2020
Figure 18 : Contribution des consommateurs aux charges de soutien aux énergies renouvelables électriques en 2020

Le plafonnement décidé de la charge de soutien EEG conduit à des prix de l´électricité globalement constants pour le consommateur final dans les deux prochaines années.

Toutefois, on ne sait pas encore dans quelle mesure le prix de l´électricité diminuera réellement dans les années à venir en raison des recettes croissantes de la taxe carbone.

Cela dépend 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, la part « acheminement » (transport et distribution) et la part « fiscalité » composée des taxes et contributions diverses, dont fait partie la charge de soutien EEG.

Les tarifs d’achat étant valables vingt ans, les premiers contrats d´éolien terrestre et de photovoltaïque arriveront à échéance fin 2020, ce qui à partir de cette date, chaque année, «sortira » du soutien les anciennes installations, les plus coûteuses. Cet effet sera renforcé par la mise en place des appels d´offres depuis 2017 (voir annexe 6) et les gains de compétitivité des futures installations renouvelables. Une nette amélioration de la situation serait en vue à partir de 2025/2030.

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.

Annexe 1 – Forte hausse des interventions des GRT

Les réseaux de transport sont les « colonnes vertébrales » des systèmes électriques de chaque pays. En Allemagne 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 (voir figure A1.1).

Les responsabilités des GRT sont décrites au § 13 de la loi sur l’approvisionnement en électricité et en gaz (EnWG) (BMJV 2019).

Amprion joue le rôle du 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 en Allemagne reste garantie.

Fig A1_1 Übertragungsnetzbetreiber_in_Deutschland
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) conformément à un accord contractuel avec les gestionnaires des réseaux de transport (GRT), 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) : écrêtement de la production d´énergies renouvelables et de la cogénération à la demande du GRT avec compensation

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 importantes apparaissent et entraînent une explosion des coûts des actions correctives.

La figure A1.2 montre l´évolution de l´ampleur des mesures de redispatching & countertrading des centrales conventionnelles et de l´écrêtement de la production des énergies renouvelables (hors hydroélectricité) et de la cogénération, sur l´impulsion des GRT.

Fig A1_2 Eingriffe GRT 2012_2019
Figure A1.2 : Interventions des GRT entre 2012 et 2019

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 6482 GWh en 2019 et a augmenté de plus d´un facteur 16 par rapport à 2012. L´écrêtement a concerné à 96,7% l´éolien (78,4% l´éolien terrestre et 18,3% l´éolien offshore) et à 2,7 % le PV selon l’Agence Fédérale des Réseaux (BNetzA 5). L´écrêtement de l ´éolien et du PV correspond à 3,8 % de leur production totale en 2019.

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

Compte tenu du déficit des lignes de transport en Allemagne,  le courant est acheminé à la frontière ouest via les Pays-Bas, la Belgique et la France vers l´Allemagne du sud. La situation est comparable sur la frontière est où le courant transite via la Pologne, la République Tchèque et l´Autriche.

Ces flux en boucle réduisent la capacité d´importation et fragilisent les réseaux des pays limitrophes notamment à l´est. Des transformateurs déphaseurs ont été installés à la frontière  avec la Pologne et la République Tchèque pour fluidifier l’écoulement de puissance sur les lignes de transport et d’interconnexion pour une meilleure utilisation des réseaux existants confrontés à une montée en charge.

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

Fig A2_1 loopflows2017_2018
Figure A2.1 : Loop flows en 2017 et 2018 selon l´agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur)

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 contractuels. Les valeurs grises signifient : solde échanges physiques > solde échanges contractuels donc loop flows et déficit commercial, valeurs rouges : solde échanges physiques < solde échanges contractuels, donc déficit des échanges physiques. Les « valeurs rouges » de la France vers la Suisse et l´Italie s´expliquent par le fait qu´une partie de l´électricité exportée par la France vers ces pays transite par l´Allemagne du sud.

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 permettra 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 stockée dans les STEP norvégiennes, et à l´inverse la Norvège fournira de l`énergie hydroélectrique (~ 40 GWh de quantité d’énergie stockée) à l’Allemagne lors des périodes de faible production.

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 2020d). 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 2020d). 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.

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.

A partir de 2021 il est prévu d´intégrer les appels d´offres bi-technologiques aux 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 et/ou d’une installation éolienne terrestre 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 pourront concourir aux appels d’offres d´innovation. Selon la loi EEG 2021, les volumes annuels appelés augmenteront progressivement pour passer de 500 MW en 2021 à 850 MW en 2028.

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 précédente loi EEG de 2017.

Les principales mesures de la loi sont les suivantes :

Généralités

  • L’objectif que toute l’électricité produite en Allemagne soit neutre en carbone à partir de 2050. L’objectif intermédiaire est une part des énergies renouvelables de 65 % à la consommation d’électricité en Allemagne en 2030.
  • Trajectoire de développement de la capacité installée jusqu’en 2030 de 71 GW pour l’éolien terrestre, 20 GW pour l’éolien maritime, 100 GW pour le photovoltaïque, 8,4 GW pour la biomasse.  La nouvelle loi fixe, de manière contraignante, la feuille de route pour y parvenir. Un processus de monitoring annuel permettra de vérifier si les énergies renouvelables se développent effectivement au rythme souhaité. La loi crée également les instruments permettant de procéder à tout moment à une intervention si des obstacles apparaissent. Il n´est pas exclu que les capacités prévues à l´horizon de 2030 soient rehaussées suite à la décision de l´Union européenne de porter l´objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre à moins 55 % par rapport au niveau de 1990.
  • Suspension de la rémunération 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. Toutefois, la période de rémunération est prolongée par les périodes de prix négatifs. Cela donne aux exploitants la possibilité de compenser au moins partiellement les pertes en période de prix négatifs lorsqu´ils sortiront du mécanisme de soutien après 20 ans. Les installations inférieures à 500 kW ne sont pas concernées.

Intégration des énergies renouvelables dans le système électrique

  • Introduction de quotas (Südbonus) dans les appels d’offres éoliens et biomasse pour renforcer le développement dans le sud du pays. Cela augmentera la puissance installée dans une région où réside une partie importante de l’industrie et donc de la consommation électrique et réduira par conséquence les coûts relatifs à la stabilisation du réseau.
  • Obligation d’installation de compteurs intelligents (Smart-Meter-Gateways) dans les installations d’une puissance égale ou supérieure à 7 kW au lieu de 1 kW dans le projet initial de la loi. La loi ne bloque donc pas la poursuite de l´exploitation des petites installations PV qui sortiront du mécanisme de soutien par l´exigence de systèmes de mesure disproportionnés.

Amélioration de l’acceptabilité des énergies renouvelables

  • Afin d’améliorer l’acceptabilité des éoliennes terrestres, les communes concernées peuvent recevoir à l’avenir une gratification financière jusqu’à 0,2 cts/kWh. Toutefois, la participation financière des communes reste volontaire.
  • Le gouvernement encourage également le « programme d’électricité pour les locataires » (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.

Photovoltaïque (PV)

  • Les appels d’offres des installations PV sont divisés en deux segments. Dorénavant, des appels d’offres distincts pour les installations PV au sol et sur bâti seront mis en œuvre afin que ces derniers ne soient plus désavantagés face aux installations au sol plus rentables lors de la procédure d’appel d’offres.
  • La puissance maximale des installations PV au sol dans les appels d’offres est portée de 10 à 20 MW ; extension du couloir de développement de PV le long des voies ferrées et des autoroutes de 110 à 200 mètres ;
  • Pour les installations PV sur bâti (deuxième segment), l’obligation de participer à un appel d’offres a été relevée à la limite actuelle de 750 kWc au lieu de 500 kWc dans le projet initial de la loi.
  • La participation aux appels d’offres pour les installations PV sur bâti d’une puissance comprise entre 300 kW et 750 kW est possible sur une base volontaire, l’autoconsommation étant interdite – comme c’est le cas pour toutes les installations soumises à l´appel d’offres. Les exploitants des installations PV sur bâti comprises entre 300 kW et 750 kW qui bénéficient d´une rémunération fixe et souhaitent utiliser leurs installations aussi pour l’autoconsommation reçoivent une rémunération pour seulement 50 % de la quantité d’électricité injectée dans le réseau. Ce modèle est économiquement intéressant pour une autoconsommation d´au moins 50 %.
  • Dans le cadre des appels d’offres d´innovation, un élargissement à d’autres solutions techniques, comme l’agrivoltaïque, le solaire flottant et le photovoltaïque sur les parkings est prévue. Un appel d´offres spécifique de 50 MW est prévu en 2022. 

Fiscalité de l’autoconsommation

  • Les installations de moins de 30 kWc sont exonérées de la charge de soutien (EEG-Umlage)  au lieu de 10 kWc auparavant. L’exonération s’applique à un maximum de 30 MWh par 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 taxe EEG lorsqu’ils se convertissent à l’autoconsommation.

Dispositifs de l´ère post-subventions

  • Un régime transitoire sera établi pour les installations photovoltaïques d´une puissance jusqu´à 100 kW qui sortiront après 20 ans du mécanisme de soutien. 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 anciennes éoliennes terrestres la limite de puissance de 100 kW ne s´applique pas car même les plus anciennes et les plus petites installations ont rarement une capacité inférieure à 100 kW. Les exploitants qui sortent après 20 ans du mécanisme de soutien fin 2020 ou fin 2021 peuvent demander un financement subséquent jusqu´à 2022 dans le cadre d´un appel d´offres spécifique.  Les installations qui sortent du mécanisme de soutien fin 2020 continueront à recevoir une rémunération calculée sur la base d´un prix moyen annuel du marché plus une prime (1,0 ct/kWh au cours des deux premiers trimestres de 2021, 0,5 ct/kWh au troisième trimestre de 2021 et 0,25 ct/kWh au quatrième trimestre de 2021) pour les mois au cours desquels il n’y a pas encore une adjudication suite à l´appel d´offres. L´approbation de la Commission européenne en vertu de la législation sur les aides d´État est encore nécessaire.
  • Les autres installations d’une puissance installée supérieure à 100 kW qui sortent du mécanisme de soutien fin 2020 n’ont pas droit à une rémunération spécifique. Cela s’applique en particulier aux installations de biomasse.  Ces installations doivent donc passer immédiatement à la commercialisation directe de l´électricité, c´est-à-dire la vente directe d´électricité produite sur le marché.

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.

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.

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 –  s´élèverait à environ 360 M€ pour la période de 2008 à 2016.

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 (voir figure A8.1).  

Fig A7_1 Prix negatifs 2015_2020_1
Figure A 8.1 : Bilan des heures avec prix de l’électricité négatifs 2015 à 2020

En 2020 la valeur moyenne des prix négatifs de l’électricité s´élevait à -15,5 €/MWh et la valeur record à – 84 €/MWh selon (SMARD; Allemagne-Energies 2021).  Compte tenu de la forte augmentation du nombre d’heures à prix négatif, c´est un résultat relativement modéré.

On observe en 2020 une augmentation des périodes de prix négatifs d’au moins six heures consécutives (192 sur 298 heures au total) par rapport à 2019 (123 sur 211).

Alors que le producteur d´une centrale conventionnelle doit prendre à sa 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.  Les installations de petite taille reçoivent le tarif de rachat garanti même lors de prix négatifs (BMWi 2018a).

Dans le cadre de la loi EEG 2021 (voir 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 en vigueur pour les installations existantes : 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, les autres installations d´énergies renouvelables > 500 kW mises en service à partir de 2016. Les projets pilotes sont également exemptés.

La figure A8.2 compare les pas horaires avec des prix négatifs en Allemagne et en France. On peut observer aussi en France une certaine corrélation avec l´augmentation de la part de la production renouvelable fatale. Selon RTE (RTE), la part des énergies renouvelables intermittentes (solaire, éolien) à la production totale d´électricité en 2019 était de 8,5% en France, donc loin des presque 28,5% en Allemagne.

Fig A7_2_prix negatif F_D
Figure A8.2: Nombre de pas horaires avec des prix négatifs (marché Day Ahead) en France et en Allemagne

La hausse du nombre d’heures avec des prix négatifs montre que le réseau électrique entre, avec une part d’énergie renouvelable croissante, dans une phase où la flexibilité du système électrique devient de plus en plus nécessaire.

Annexe 9 – Coûts relatifs à la stabilisation du réseau

Après un record en 2017, les coûts relatifs à la stabilisation du réseau ont baissé en 2019 à 1200 M€ (BNetzA 5), malgré une augmentation d´environ 11 % de la part des énergies renouvelables intermittentes à la production brute.

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 (~ 220,6 M€ en 2019), le redispatching & countertrading  (~ 270 M€ en 2019) et l´indemnisation des producteurs d’énergies renouvelables pour l´écrêtement de leur production (~ 709,5 M€ en 2019).

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_2019
Figure A9.1 : Evolution des coûts de stabilisation du réseau

Il convient toutefois de mentionner que les coûts d´écrêtement indiqués sur la figure A8.1 sont partiellement compensés par la réduction de la redevance EEG. Les producteurs d’énergies renouvelables indemnisés pour leur production écrêtée ne reçoivent pour cette quantité d’électricité aucun soutien au titre de la loi 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 A8_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 2019 : 1200 M€/171,4 TWh = 7,0 €/MWh).

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



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