Énergies renouvelables : de nombreux défis

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(texte mis à jour le 03.04.2020)

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Le remplacement des énergies conventionnelles par des énergies renouvelables est emblématique du tournant énergétique allemand (Allemagne-Energies 1).

Il faut noter que l´Union Européenne (UE) s’est également dotée d´un ambitieux cadre législatif et politique en matière d’énergie et de lutte contre le réchauffement climatique. 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.

Part des énergies renouvelables dans la consommation énergétique finale  

Les objectifs 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 d´énergie et la figure 2 décline la progression des énergies renouvelables par secteur (électricité, transport, chaleur/refroidissement) ainsi que les objectifs 2020 à 2030 (BMWi 1; Eurostat; AGEB).

Fig 1_Part EnR conso final
Figure 1: Part et objectifs des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d´énergie
Fig 2_Part EnR conso final par secteur
Figure 2 : Part et objectifs des énergies renouvelables, déclinée par secteur (électricité, chaleur/refroidissement et transports)

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 2020a).

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 2019b) 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).

Le gouvernement allemand donne la priorité au développement des énergies éolienne et photovoltaïque intermittentes. Leur part à la production totale des énergies renouvelables est déjà supérieure à 70% lissée sur l´année (voir figure 3). La production restante est fournie par des sources renouvelables pilotables comme les bioénergies/divers (méthanisation, déchets biogènes etc.) et dans un moindre degré l´hydraulique.

Fig 3_Bruttoerzeugung _ EE 2000-2019
Figure 3: Production brute des énergies renouvelables lissée sur l´année

Les tarifs d’achat garantis très avantageux ont permis un développement spectaculaire. A partir de 2014 les énergies renouvelables sont devenues la première source d’électricité du pays. La capacité installée a plus que décuplé depuis 2000 (voir figure 4) et atteint 125 GW en 2019 (Agora Energiewende 2020; Allemagne-Energies 2020a; BMWi 1).

Fig 4_Capacite_EE 2000_2019
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

La capacité nette installée des énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) représente environ la moitié de la capacité totale installée en Allemagne fin 2019. Cependant, éolien et photovoltaïque ont produit moins de 30% du courant en 2019 (voir figure 5), ce qui correspond à un facteur de charge[1] d´environ 18% en tenant compte de la capacité installée au 30.6.2019 (106,7 GW selon (BNetzA 1)) et de la production pour toute l´année 2019 (171,4 TWh selon (BDEW 2020a)).

Fig 5_Capacite_production en pourcent 2019
Figure 5 : Capacité au réseau (hors STEP et centrales en réserve ; pour les énergies renouvelables la capacité installée au 30.6.2019 est utilisée pour le calcul du pourcentage de production) et production brute en 2019

A titre de comparaison, le nucléaire allemand, qui représente avec 9,5 GW environ 4,7% de la capacité installée en 2019, a produit 12,4% du courant (75,1 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 les résultats lissés sur l´année des énergies renouvelables intermittentes soient remarquables, c’est l´instant qui compte pour sécuriser l´approvisionnement en électricité et non pas la production lissée sur une période donnée. Compte tenu des moyens de stockage très limités (voir ci-dessous), les gestionnaires de réseau doivent en effet maîtriser en permanence l’équilibre du système électrique en s´appuyant notamment sur la flexibilité du système électrique 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 2019a) une approche déterministe conservative, en accordant  au photovoltaïque une disponibilité de 0% et 1% à l´éolien 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 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 2019

En 2019, selon (Agora Energiewende 2020), il n’y a pas eu de longues périodes de production quasiment nulle (scenario III).

Toutefois dans la semaine du 19 janvier au 26 janvier 2019, la production d’électricité à base d´énergies renouvelables a été particulièrement faible pendant 6 jours. La majeure partie de l’électricité a été fournie par des centrales conventionnelles (voir figure 7).

Fig 7 niedrige EE
Figure 7 Production faible à partir des énergies renouvelables du 19 au 26 janvier 2019, source (Agora Energiewende)

La production des énergies renouvelables la plus faible s´est située le 24 janvier 2019 entre 16 h et minuit. La demande d’électricité dans cette période à varié entre 67 et 82 GW.  La part des énergies renouvelables était d’environ 11 % (9,1 GW) vers 18 heures, dont plus de 80% assurés par la biomasse et l´hydroélectrique. L’énergie éolienne et solaire n´ont fourni que 1,53 GW, soit 1,9 % de la demande de 81,7 GW.

Le prix de l’électricité sur le marché spot « Day-Ahead » a atteint avec 121,5 €/MWh le plus haut niveau de l´année 2019 et s’est établi à plus de 100 €/MWh pour environ 7 heures dans la semaine du 19 janvier au 26 janvier 2019. Mais à aucun moment il n´y a eu de situation critique d´approvisionnement en Allemagne grâce au parc conventionnel très confortable en back-up.

Le lundi de Pâques, le 22 avril 2019, à 15 heures, les énergies renouvelables ont couvert plus de 92% de la consommation d’électricité (voir figure 8).

Fig 8 hohe EE
Figure 8 : forte production à partir des énergies renouvelables du 22 au 24 avril 2019, source (Agora Energiewende)

Cela s’explique par le fait que la forte production d’électricité des centrales photovoltaïques à midi était superposée à une forte production d’électricité éolienne sur terre et en mer. Néanmoins, la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables a été de 51,3 GW, bien en dessous de la production record de 66,6 GW le lendemain, 23 avril, vers midi. Ce n’est qu’en combinaison avec une faible demande que la production des énergies renouvelables a conduit le 22 avril 2019 à une part record à la consommation d´électricité.

Les centrales conventionnelles ont réduit considérablement leur production ce jour-là. Les centrales au charbon et au lignite ont réduit leur production à environ un tiers de la moyenne annuelle. Les centrales nucléaires ont également réduit de moitié leur production. Le prix de l’électricité est tombé à – 80 €/MWh.

Le 8 juin 2019 a été le jour avec le prix de l’électricité le plus bas en 2019 (voir figure 9).

Fig 9 niedriger Preis
Figure 9 : prix de l’électricité le plus bas en 2019 en juin 2019, source (Agora Energiewende)

Le prix moyen sur le marché spot « Day-Ahead » du jour était de – 42,2 €/MWh avec un pic à – 90 €/MWh vers 14 h. Le faible prix de l’électricité était accompagné d’une production d’énergie renouvelable de 42,6 GW, supérieure à la moyenne, et d´une demande d´électricité modérée de 55,3 GW en moyenne.

Contribution des interconnexions européennes pour l’importation d´énergies renouvelables

Selon une étude du service météorologique allemand DWD (Deutscher Wetterdienst), publiée en mars 2018 (Allemagne-Energies 2018a), l´intermittence de l’éolien et du solaire peut être atténuée en Allemagne comme dans l’Europe interconnectée par la combinaison de ces deux technologies. Mais pour réaliser le potentiel de foisonnement des productions d´énergies renouvelables il faudrait un super-réseau international de lignes à haute tension. Cela demeure encore très éloigné de la réalité en Europe.

Compte tenu des aléas météorologiques, DWD ne peut pas exclure non plus des épisodes de faible production d´éolien combinée avec une phase pauvre en ensoleillement.

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 correspond en moyenne à 24% de la puissance installée (170 GW en 2017) et peut temporairement baisser à 4% – 5% (6 – 8 GW). 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, encore largement hors de portée, techniquement comme économiquement, il faut maintenir une importante capacité de centrales conventionnelles hautement flexibles en backup.

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.

L´actuelle programmation fédérale de développement des réseaux de transport  (BNetzA 3, 2019b) estime que 7644 km de lignes THT (très haute tension) sont prioritaires. L´épine dorsale est constituée par plusieurs tracés nord – sud en courant continu d´une longueur totale d´environ 2100 km (voir figure 10).

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. Environ 16% (1242 km) des lignes THT sont réalisés à la fin du troisième trimestre 2019 (BNetzA 3).

Une nouvelle loi (BMWi 2018c), approuvée en avril 2019 par le parlement, prévoit d’accélérer la procédure d’autorisation des lignes électriques. De plus, le gouvernement fédéral et les Länder se sont mis d´accord en mai 2019 sur un planning précis de mise en œuvre (BMWi 2019b).

Actuellement la cogestion du réseau suite à la lente modernisation du réseau oblige les GRT à recourir régulièrement à un management du réseau accru (voir annexes 1 et 8).

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 2019a).

Au printemps 2019, les quatre gestionnaires des réseaux de transport (GRT) ont présenté le projet révisé du plan de développement 2019 à 2030 des réseaux de transport (GRT 2019b). L’Agence Fédérale des Réseaux a donné son accord fin 2019 (BNetzA 2019a).

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. 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)

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 est la 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 EnR 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). C´est pourquoi l’Allemagne a conservé jusqu´à maintenant un parc conventionnel assez confortable (~ 100 GW) pour suppléer aux carences des énergies renouvelables fatales et se trouve dans une situation très luxueuse de deux parcs totalisant une capacité nette de presque 230 GW en 2019 pour une consommation de pointe de 82 GW en cas de vague de froid décennale (Allemagne-Energies 2020a).

L’Allemagne a décidé de sortir du nucléaire d´ici 2022. A cela s’ajoutera la sortie progressive des centrales au charbon et lignite à l´horizon de 2038.

Au cours de cette transformation, des défis majeurs se manifesteront pour le maintien de la sécurité d’approvisionnement en Allemagne et en Europe. La question est de savoir si l’Allemagne doit être en mesure de satisfaire ses besoins d´électricité dans toutes les situations qui se présentent et dans quelle mesure les importations en provenance de l’étranger peuvent être considérées comme sûres dans des situations critiques (par exemple, un épisode prolongé de production éolienne et solaire quasi nulle, combinée à une demande d´électricité accrue de fin d´automne ou en hiver).

En dépit de ces chantiers importants, la sécurité d´approvisionnement ne serait pas en péril à l´horizon 2030 selon le dernier rapport « monitoring » du Ministère Fédéral de l’Économie et de l´Energie, publié en juillet 2019, voir (Allemagne-Energies 1).

Perspectives

Les énergies renouvelables à fort potentiel de développement (éolien, solaire) sont intermittentes, alors que les centrales conventionnelles sont pilotables. Assurer le bon fonctionnement des systèmes électriques comportant une forte proportion d’énergies renouvelables fera donc apparaitre d’importants besoins de flexibilité pour assurer l´équilibre entre l’offre et la demande.

Le parc de production conventionnelle (moyens pilotables) est, à l’heure actuelle, indispensable pour suppléer aux carences des énergies renouvelables intermittentes. Sa flexibilité peut certes être encore améliorée par des mesures techniques. Les sources conventionnelles les mieux adaptées aux variations rapides de la production sont les barrages hydrauliques, les turbines à combustible en cycle ouvert et les centrales à cycles combinés au gaz. Enfin, les centrales à charbon et lignite peuvent aussi y contribuer, avec toutefois une moindre souplesse.

De plus l´ajustement de la consommation (effacement, compteurs électriques intelligents, etc.) ou encore le développement du réseau, notamment les interconnexions avec l´étranger contribuera au développement des flexibilités.

Néanmoins à terme le développement massif des capacités de stockage de l’électricité (entendu ici au sens de conversion d’électricité produite vers une forme d’énergie stockable, et sa reconversion ultérieure sous forme d’électricité) est un élément essentiel de la transition énergétique. Le stockage doit se développer pour 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´existe vraisemblablement pas de besoin de développement  des capacités de stockage de l’électricité supplémentaires jusqu´à  une  part de 60% d´énergies renouvelables intermittentes (Deutscher Bundestag 2019). Au-delà d´une part de 60% à la production d´électricité, donc après 2035, un besoin pourrait se faire sentir pour assurer la stabilité du réseau. Néanmoins dans ce cas aussi, il incombe prioritairement aux acteurs du marché et aux gestionnaires des réseaux de sélectionner les moyens les mieux adaptés du point de vue économique et technique.

L´avancement de la digitalisation du système électrique permettra 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).

Contraintes économiques

Le débat sur la soutenabilité des énergies renouvelables a tendance à se concentrer sur les coûts du secteur de l´électricité en Allemagne. Le cadre réglementaire et en particulier les mécanismes de soutien choisis ont une influence importante sur les coûts. De ce fait il convient d´étudier d´abord la loi allemande sur les énergies renouvelables.

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

La loi sur les énergies renouvelables, entrée en vigueur en 2000, est le moteur du développement des renouvelables (BMWi 2019c). 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 2019c). Elle marque l´abandon progressif des tarifs d’achat au profit d’un régime de la vente directe de l’électricité produite assortie d’une prime de marché. 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 2019c). 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.

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. Pour plus de détails voir annexe 6.

Un autre amendement à loi EEG est en cours de discussion. Le projet devrait être présenté par le gouvernement courant 2020. On s´attend à des précisons sur les règles de distance pour les éoliennes terrestres, vivement débattues pendant des semaines. Les exigences de l’industrie énergétique pour la nouvelle loi sont sans appel. Elles vont de l’accélération des procédures d’autorisation pour les éoliennes terrestres à la mise en œuvre rapide des appels d’offres d´éolien offshore, en passant par une réforme au niveau du fonctionnement du marché des énergies renouvelables.

Selon les experts, un point important de la réforme serait la mise en place d´un partage des bénéfices entre les investisseurs dans les énergies renouvelables et les consommateurs à l´aide des contrats pour la différence (2-sided Contracts for Difference, CfD). Ce type de contrat permettra des revenus calculables aux investisseurs en limitant leur exposition au risque-prix et en même temps de réduire les coûts pour les consommateurs.

Plus concrètement, les investisseurs dans les énergies solaires et éoliennes devront vendre l’électricité produite à un prix « CfD » fixé auparavant par exemple par appel d´offres, et cela même si ce prix diffère du prix du marché. Les consommateurs s’engagent alors pour une période de 15 ans à 20 ans, à payer la différence si le prix du marché est inférieur au prix « CfD ». Dans le cas inverse, lorsque le prix de marché est supérieur au prix « CfD » les investisseurs doivent céder aux consommateurs les recettes supérieures au prix « CfD » convenu.

Des contrats pour la différence sont déjà en vigueur par exemple au Royaume-Uni pour l’énergie éolienne en mer.

Réglementation relative à l’énergie renouvelable dans le secteur du bâtiment

L´Allemagne s’est dotée de différentes réglementations pour le secteur des bâtiments neufs et existants afin de promouvoir l´accroissement de la part d’énergies renouvelables dans la consommation de chaleur et l´efficacité des bâtiments sur le plan énergétique.

Suite à la nouvelle directive européenne sur la performance énergétique des bâtiments, le conseil des ministres fédéral a adopté en octobre 2019 le projet de loi relative aux économies d’énergie et à l’utilisation des énergies renouvelables (BMWi 2019a) aux fins de production de chaleur et de froid dans les bâtiments, en abrégé loi relative à l’énergie des bâtiments (Gebäudeenergiegesetz – GEG).

Le projet de loi, dont l´entrée en vigueur est prévue courant 2020, a pour l´objectif de créer un nouvel ensemble de règles uniformes intégrant efficacité énergétique et énergies renouvelables pour le chauffage et le refroidissement des bâtiments et de satisfaire les exigences européennes en matière de performance énergétique des bâtiments.

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 le plus élevé 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 (BNetzA 2019b), date à laquelle les coûts de fourniture et d´acheminement de l´électricité ont été listés séparément. La part « fiscalité » s´est envolée depuis 2010 avec le développement massif des énergies renouvelables et stagne actuellement autour de 16 €ct/kWh depuis 2017.

Fig 12_decomposition prix elec menage allemand 2006_2019
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 2016 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.

En revanche on note depuis 2017 une augmentation des prix sur le marché spot (BNetzA 2019b).  La figure 13 montre le prix moyen du Phelix – DE/AT pour la zone de marché Allemagne/Autriche/Luxembourg jusqu’au 30.09.2018. Suite à la séparation des zones de soumission à partir d´octobre 2018, seul le prix moyen du Phelix – DE pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg est indiqué pour le reste de l’année 2018.

Fig 13_Evolution prix spot 2013_2018
Figure 13 : Evolution des prix moyens sur le marché EPEX Spot depuis 2013

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 7).

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 entre 2012 et 2017 le tarif est reparti à la hausse. 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.

Depuis 2018 on observe une légère baisse du tarif d´utilisation du réseau (voir figure 12) qui reste néanmoins à un niveau élevé. La raison tient essentiellement à l´augmentation des injections décentralisées d´ électricité  permettant une diminution des coûts d´acheminement.

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 annexe 1 et 8).

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 8). L´indemnisation est facturée aux consommateurs via le tarif d´utilisation du réseau.

La part fiscalité

L’électricité est plus taxée en Allemagne qu’en France (Allemagne-Energies 2). Pour la décomposition détaillée des taxes et contributions pour le particulier voir figure 14 (BDEW 2019b).

Fig 14_decomposition taxes 2019
Figure 14 : décomposition des taxes et contributions pour le particulier en 2019
Explication des taxes et contributions :
  • Umlage für abschaltbare Lasten : charge de soutien du dispositif d’interruptibilité. Par ce dispositif les gestionnaires des réseaux de transport peuvent réduire ou interrompre temporairement l´alimentation des consommateurs industriels. Les candidats avec lesquels sera conclu un contrat d’interruptibilité seront sélectionnés par une procédure d’appel d’offres. Les informations actualisées sont disponiblesd sur le site des GRT (GRT).
  • Offshore-Netzumlage : charge de soutien au développement des réseaux offshore, jusqu´à 2018 « 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 : charges de soutien à la cogénération
  • EEG- Umlage : charges de soutien aux énergies renouvelables correspondant partiellement aux charges de service public de l’énergie en France
  • 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

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

Charges de soutien aux énergies renouvelables (EEG – Umlage)

La majeure partie de la fiscalité allemande provient des charges 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 15) 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 15 : 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 les charges 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)

La charge servant à rembourser les gestionnaires des réseaux est cumulée sur le « compte EEG ». La figure 16 montre l´évolution de ce compte. 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 d’amortir les fluctuations sur le « compte EEG » liées aux incertitudes sur les indemnités à payer aux exploitants d´énergies renouvelables dans l´année qui suit. Elle était normalement fixée à 10% des charges de soutien aux énergies renouvelables mais pourrait être adaptée au cas par cas. Les provisions non utilisées sont placées sur le « compte EEG » et servent à réduire les charges de soutien aux énergies renouvelables pour l´année suivante.

Fig 16_EEG Differenzkosten 2000_2019
Figure 16 : Evolution du compte EEG hors réserve de liquidité et réserves accumulées

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

Fig 17_EEG Differenzkosten 2000_2019 pro EE
Figure 17 : Différence entre le tarif de rachat et le prix de revente sur le marché des différentes filières des énergies renouvelables

A titre d’exemple, en 2005 la différence entre le tarif de rachat et le prix de revente se situait à 7,3 ct/kWh pour la biomasse, 5,6 ct/kWh pour l’éolien terrestre et 49,6 ct/kWh pour le photovoltaïque. Compte tenu d´une augmentation d´un facteur 30 du volume d’électricité générée entre 2005 et 2017, l´impact du photovoltaïque sur le compte EEG reste considérable malgré une baisse supérieure à 2 fois la différence entre le tarif de rachat et le prix de revente depuis 2005.

La figure 18 montre l´évolution des charges de soutien aux énergies renouvelables depuis 2010, lesquelles ont plus que triplé. 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. La charge de soutien aux énergies renouvelables électriques augmente de 5,5% en 2020 par rapport à 2019 (Allemagne-Energies 2019a).

Les tarifs d’achat étant valables vingt ans, les premiers contrats d´éolien terrestre arriveront à échéance fin 2020, ce qui « sortira » les anciennes installations, les plus coûteuses, du soutien. Selon le gouvernement, plus de 23 GW d´éolien terrestre sortiront du mécanisme de soutien d´ici 2030 (Deutscher Bundestag 2020).

Cet effet sera renforcé par les gains de compétitivité des futures installations renouvelables et la mise en place des appels d´offres pour les installations les plus importantes. Une nette amélioration de la situation est en vue à partir de 2025/2030.

Fig 18 Evolution EEG Umlage 2010_2024
Figure 18 : Evolution et prévision des charges de soutien aux énergies renouvelables de 2010 à 2024

Mais il ne faut pas oublier que le gouvernement allemand avait promis en 2011 que le montant du soutien ne dépasserait pas les 35 €/MWh.

Les charges de soutien aux énergies renouvelables sont principalement supportées par les ménages (voir figure 19) avec ~ 36% soit 8,2 milliards d´ € en 2019 (BDEW 2019b).

L’industrie non privilégiée supporte avec 5,9  milliards d´ € environ 26%. L´industrie électro-intensive est protégée sous forme d´un dégrèvement partiel au soutien des énergies renouvelables.

Fig 19_EEG Aufteilung consommateur 2019_1
Figure 19 : Contribution des consommateurs aux charges de soutien aux énergies renouvelables électriques en 2019

 


Annexe 1 – Forte hausse des interventions des GRT

Le réseau de transport de haute tension est géré par quatre sociétés (les GRT) qui contrôlent chacune une partie du territoire allemand (GRT 2018) : TenneT, Amprion, 50hertz et TransnetBW (voir figure A1.1)

Fig A1_1 Übertragungsnetzbetreiber_in_Deutschland
Figure A1.1 : Les 4 gestionnaires de réseaux de transport (GRT)

Dans le cadre de leur mission, ils sont entre autres responsables du maintien de la stabilité du réseau. Les mesures à disposition sont décrites au § 13 de la loi sur l’approvisionnement en électricité et en gaz (EnWG) (BMJV 2019) :

  • 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 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 à stabiliser le réseau, les GRT peuvent procéder à des mesures d’adaptation : ajustement des injections d’électricité et/ou des approvisionnements en électricité, sans compensation.

Les mesures de stabilisation du réseau ont gagné en importance ces dernières années en raison de l’évolution du paysage de la production, qui se caractérise par une augmentation des énergies renouvelables intermittentes. Depuis 2015, on observe une hausse importante des interventions pour la stabilisation du réseau (BNetzA 2019c). En cause la lente modernisation du réseau électrique qui ne suit pas le rythme de développement des énergies renouvelables.

La figure A1.2 montre l´évolution des réductions de la production des centrales conventionnelles, l´écrêtement de la production des énergies renouvelables (hors hydroélectricité) et de la cogénération demandé par les GRT. En 2018, l´écrêtement a concerné à 97% l´éolien, dont à 72% l´éolien terrestre et à 25% l´éolien offshore et correspond à presque 2,6 % à la quantité totale d’énergie commercialisée à partir de la production d’énergie renouvelable selon l’Agence Fédérale des Réseaux.

Fig A1_2 Eingriffe GRT 2012_2018
Figure A1.2 : Interventions des GRT (réduction de la production) entre 2012 et 2018

L´avenant à la loi sur l’approvisionnement en électricité et en gaz prévoit à partir d’octobre 2021 d’harmoniser les cadres juridiques de gestion de la congestion sur les réseaux pour les centrales conventionnelles et pour les énergies renouvelables. Actuellement, les premières font l’objet de mesures de redispatching, les secondes d’une gestion de l’injection ou d’un écrêtement. Le nouveau dispositif visera à s’approcher au maximum d’un pilotage des installations de production d’électricité renouvelable équivalent à celui des centrales conventionnelles. En cas de congestion du réseau, les énergies renouvelables seront utilisées pour le pilotage seulement après que les limites des centrales conventionnelles auront été atteintes.

Les coûts relatifs à la stabilisation du réseau sont détaillés en annexe 8.

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 2019b) 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 fait partie du groupe de tête en matière de sécurité d´approvisionnement grâce à son parc conventionnel en backup d´environ 100 GW en moyens pilotables.

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

Toutefois, l’indice SAIDI ne peut être déterminé que rétrospectivement et ne permet pas de se prononcer sur la sécurité future de l’approvisionnement car la probabilité des coupures dans les réseaux de distribution, déterminantes pour l´indice SAIDI, est inconnue.

Quoi qu’il en soit la sécurité d´approvisionnement ne serait pas en péril à l´horizon 2030  selon le dernier rapport « monitoring » du Ministère Fédéral de l’Économie et de l´Energie, publié en juillet 2019. Voir (Allemagne-Energies 1), chapitre  : « Le dernier rapport monitoring du gouvernement allemand confirme le niveau élevé de la sécurité de l’approvisionnement à l´horizon 2030 ».

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 2019d) :

  • 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) une puissance d´environ 9,8 GW de STEP est disponible. Sont comprises dans ces chiffres les 23 STEP en Allemagne d´une capacité totale de 6,36 GW et les 7 STEP du Luxembourg et de l’Autriche d´une capacité totale de 3,46 GW, qui injectent de l’électricité directement sur le réseau allemand. La part des STEP par rapport à la capacité de production installée totale en Allemagne s’élève à environ 5 %. La quantité d’énergie stockée actuellement par les STEP correspond à environ 40 GWh par cycle de charge. A titre de comparaison, la consommation journalière moyenne en Allemagne est supérieure à 1600 GWh.

De plus l’Allemagne a passé un accord avec la Norvège pour l’exploitation conjointe de leurs STEP (NordLink). La ligne en courant continu haute tension  entre les deux pays permet de faire transiter 1,4 GW (TenneT 2018).

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).

A titre de comparaison, les six principales STEP exploitées en France totalisent une puissance d´environ 5 GW en turbinage correspondant à environ 100 GWh par cycle de charge, sous l´hypothèse que la pleine puissance en pointe est garantie par le seul pompage. La capacité pourrait presque atteindre 200 GWh (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 part des STEP représente environ 4 % des capacités de production d’électricité installées totales. 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 ou en méthane de synthèse. 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 être également injecté dans les réseaux gaziers dans des proportions limitées, ou être associé par le procédé de méthanation à du CO2 pour produire du méthane de synthèse (aux propriétés similaires au gaz naturel) et reconverti en électricité en fonction de la demande dans des centrales à cycles combinés au gaz ou des turbines à combustible.

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

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

En Europe, si de nombreux pilotes « Power-to-Gas » 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 30 projets de démonstrateurs en Allemagne d´une puissance totale d´électrolyse de 25 MW. La capacité qui pourrait être mise à disposition d´ici 2030 varie selon les études de 2 à 15 GW. Récemment plusieurs grands projets d´un potentiel d´électrolyse à trois chiffres en mégawatt ont été annoncés (BDEW 2019a).

En conclusion, le parc conventionnel en backup sera – même à l´horizon de 10 à 20 ans – un élément essentiel du mix de la production d´électricité. La capacité des technologies de stockage disponibles à l´échelle industrielle aujourd´hui (STEP et batteries d´accumulateurs) ne permet pas d´assurer l´approvisionnement lors des épisodes prolongés de faible production d´énergies renouvelables intermittentes. 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 une étude commandée par la Fédération de l´Industrie allemande (BDI 2018), il faudrait une capacité de centrales à gaz entre 60 et 75 GW à l’horizon 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) constitue un pas important dans l´adaptation du dispositif de soutien aux énergies renouvelables (BMWi 2019d). 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) – où les producteurs d’électricité à partir d’énergie renouvelable commercialisent leur énergie directement sur les marchés ou mandatent un tiers, une prime payée pendant  20 ans compense l’écart entre les revenus tirés de cette vente (valeur marchande moyenne) et un niveau de rémunération de référence (valeur de référence).
  • 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)).
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 2019c). 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.

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, 2019d).  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 et continuent de recevoir un montant de soutien fixé par l´État. Mais bien entendu, la loi EEG 2017 n´est pas rétroactive et les anciennes installations jouissent du maintien des droits acquis.

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’électricité à partir 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 (PV), l´éolien terrestre (> 750 KW) et la biomasse (>150 KW). La valeur de référence (anzulegender Wert) fixée par l´appel d´offres est la somme de la prime de marché et de la valeur marchande moyenne. La valeur de référence est constante et constitue le montant total par kWh obtenu par l´exploitant d´énergies renouvelables.

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 aux appels d’offres éoliens, 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, 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, la loi a été modifiée en 2018 dans le but d´abolir les avantages des sociétés de citoyens (Allemagne-Energies 2018b).

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). Un résumé du retour d´expérience des appels d´offres est publié par (Allemagne-Energies 2020b).

Le nouvel objectif d´une part de 65% d’énergies renouvelables dans la consommation d’électricité d’ici 2030 (Allemagne-Energies 2019b) vise un fort développement des énergies renouvelables soit une augmentation de la capacité installée de plus de 80% par rapport à fin 2018 (~ 118 GW). L’objectif de développement d´éoliennes en mer sera porté de 15 à 20 GW en 2030 et le plafond actuel du photovoltaïque de 52 GW sera supprimé.

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 de 50 MW d’installations photovoltaïques  (BNetzA 2).

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

Répondant à un souhait de la commission européenne, l´Allemagne a lancé des appels d’offres expérimentaux sur 3 ans (2018 – 2020) mettant en concurrence des installations photovoltaïques et éoliennes terrestres même si les caractéristiques d’implantation de parcs éoliens et solaires sont généralement sensiblement différentes.

Ce projet pilote de trois ans est conçu pour tester le fonctionnement et les avantages des appels d’offres bi-technologique et pour évaluer les résultats, également par rapport à l’appel d´offres spécifique à une technologie. Ce projet pilote ne signifie pas que les appels d’offres bi-technologique seront poursuivis après 2020.

Appels d´offres d´innovation multi-technologiques

La réforme de la loi sur les énergies renouvelables (EEG 2017) prévoit des appels d´offres d´innovation multi-technologiques. Ces appels d´offres ne sont pas limités sur une technologie spécifique d´énergies renouvelables mais l´idée est d´inciter des projets combinant plusieurs technologies capables d´apporter une amélioration à la stabilité du système électrique ou du réseau : par exemple en combinant énergie éolienne et biomasse ou photovoltaïque et stockage de l´énergie.

Le gouvernement a adopté le décret sur les appels d’offres d´innovation en octobre 2019 (BMWi 2019e).

Annexe 7 – Épisodes de prix négatifs

Les prix négatifs ont été introduits pour la première fois à la bourse EPEX Spot sur le marché allemand « Intraday » en 2007 et « Day-Ahead » en 2008. En France ils ont été introduits sur les marchés « Day-Ahead » et « Intraday » en 2010.

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 2020).

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 les productions renouvelables fatales (éolien et solaire) couvrent 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 des productions fatales dans le mix électrique (voir figure A7.1).

Fig A7_1 Prix negatifs 2015_2019_1
Figure A 7.1 : Bilan des heures avec prix de l’électricité négatifs 2015 à 2019

En 2019 la valeur moyenne des prix négatifs de l’électricité s´élevait à -17,3 €/MWh et la valeur record à – 90 €/MWh selon (SMARD 2020).  Compte tenu de la forte l´augmentation du nombre d’heures à prix négatif, c´est un résultat relativement modéré (Allemagne-Energies 2020a).

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

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). Pour des installations > 750 KW mises en service à partir de 2016 le paiement du tarif d’achat est suspendu pour toute la durée de prix négatif si le prix de l’électricité en bourse au marché spot affiche une valeur négative pendant au moins six heures sans interruption. La limite de 6 heures consécutives permet de circonscrire l’augmentation du surcoût mutualisé de la production des énergies renouvelables.

La figure A7.2 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 A7.2: 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 8 – Coûts relatifs à la stabilisation du réseau

Après un record en 2017, les coûts relatifs à la stabilisation du réseau sont avec 1438 M€ légèrement plus bas en 2018 (BNetzA 2019c) malgré une augmentation de plus de 10 % de la part des énergies renouvelables intermittentes à la production brute..

La figure A 8.1 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 d´une capacité conventionnelle de réserve (~ 415,5 M€ en 2018), le redispatching (~ 387,5 M€ en 2018) et l´indemnisation des producteurs d’énergies renouvelables pour l´écrêtement de leur production (~ 635,4 M€ en 2018). 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 A8_1 Hausse des coûts de stabilisation du réseau 2011_2018_ohne ENR
Figure A8.1 : Evolution des coûts de stabilisation du réseau

La figure A8.2 montre la part des énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) à la production brute d´électricité et l´évolution de l´indemnisation payée aux producteurs d’énergies renouvelables pour l´écrêtement de leur production. On peut observer une certaine corrélation avec l´augmentation de la part de la production d´énergies renouvelables intermittentes.

Fig A8_2 Hausse des coûts ecretements 2011_2018
Figure A8.2 Évolution de l´indemnisation payée aux producteurs d’énergies renouvelables pour l´écrêtement de leur production et part des énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) à la production brute d´électricité

Il convient toutefois de mentionner que les coûts d´écrêtement indiqués sur la figure A8.2 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.

 


 [1] 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


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