Énergies renouvelables : de nombreux défis

Texte mis à jour le 30.08.2022

Temps de lecture : 25 min

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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, traités dans les textes sur le tournant énergétique ( Allemagne-Energies 1 ) et sur les bilans énergétiques : Comparaison Allemagne et France ( Allemagne-Energies 2 ).

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

Sommaire

Contribution des énergies renouvelables à la consommation d´énergie finale

Chaleur et froid produits à partir d´énergies renouvelables

Énergies renouvelables dans le secteur des transports

Électricité d´origine renouvelable

Loi sur les Énergies Renouvelables (Erneuerbare Energien Gesetz- EEG)

Développement des énergies renouvelables

    • État actuel du développement
    • Objectifs pour 2030 et au-delà
      • Trajectoire de développement du photovoltaïque à l´horizon de 2030
      • Trajectoire de développement de l´éolien terrestre à l´horizon de 2030
      • Trajectoire de développement de l´éolien en mer à l´horizon de 2030 et 2045

Contraintes techniques

Contraintes économiques

Perspective

Références

Contribution des énergies renouvelables à la consommation finale énergétique

En 2021, la part des énergies renouvelables à la consommation finale brute d´énergie atteint 19,7% (UBA 1). L’Allemagne avait déjà dépassé en 2020 son objectif de 18 % fixé par la Directive 2009/28/EC en atteignant une part de 19,3 %, cf. figure 1.

Fig 1 Part EnR Conso finale
Figure 1 : part des énergies renouvelables à la consommation finale brute d´énergie et objectifs

L´Allemagne vise une part de 30% d´ici 2030. Cependant une accélération du développement des énergies renouvelables dans tous les secteurs sera nécessaire car la Commission ambitionne de porter maintenant au niveau européen l´objectif à 45% de la consommation finale brute d énergie d´ici 2030 dans le cadre du plan REPowerEU (Allemagne-Energies 2).   

Au total, environ 467 TWh ont été produits à partir de sources d´énergies renouvelables au cours de 2021 (UBA 1). La répartition entre les secteurs de l´économie est illustrée dans la figure 2. 

Fig 2 apport energetique enr
Figure 2 : apport énergétique des énergies renouvelables en 2021

La biomasse est la principale source avec une part de 55% à la fourniture d´énergie d´origine renouvelable, en raison de ses multiples utilisations dans tous les secteurs (sous forme de combustibles solides pour le chauffage, de biocarburants pour les transports ou de biogaz pour la production d´électricité). Les éoliennes arrivent en deuxième position avec une part de 24% en 2021.

Bien que les énergies renouvelables aient connu une évolution positive au cours des dernières années, il existe de grandes différences entre les secteurs (cf. figure 3) : alors que la part des énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité a plus que doublé au cours des dix dernières années, les parts dans les secteurs de la chaleur et des transports augmentent assez lentement (UBA 1).

Fig 3 Part Enr
Figure 3 : évolution de la part des énergies renouvelables dans les secteurs de l´électricité, de la chaleur et des transports (les valeurs pour le secteur des transports sont légèrement différentes selon la Directive RL2009/28/CE)

Chaleur et froid produits à partir d´énergies renouvelables

Le développement des énergies renouvelables dans la consommation finale d´énergie du secteur de la chaleur (et du froid) a été peu dynamique dans la dernière décennie, cf. figure 4. Leur part a augmenté de 1,2% par rapport à 2020 pour atteindre 16,5 %. La consommation totale de chaleur renouvelable a augmenté à 199,4 TWh en 2021 (2020 : 181,7 TWh), notamment en raison des températures plus fraiches (UBA 1).

Les différentes formes de biomasse dominent la consommation d´énergie renouvelable. La biomasse solide, c´est-à-dire le bois sous ses différentes formes d´utilisation, fournit de loin la plus grande part. Au total, la biomasse solide et les déchets biogènes ont fourni 148,7 TWh de chaleur renouvelable en 2021. La biomasse liquide a contribué à hauteur de 2,9 TWh et le biogaz à hauteur de 19,8 TWh.

La contribution du solaire thermique (8,4 TWh) est en 2021 inférieure à celle de l´année record 2020 (8,9 TWh) en raison d´un ensoleillement plus faible. La mise à disposition de chaleur à partir de la chaleur de l´environnement et de la géothermie a gagné en importance en 2021 et se situe, avec 19,4 TWh nettement au-dessus du niveau de 2020 (+ 11%).

Fig 4 Chaleur et froid
Figure 4 : consommation finale des énergies renouvelables dans le secteur de la chaleur et du froid

Énergies renouvelables dans le secteur des transports

Le secteur des transports se caractérise par la progression de la part des énergies renouvelables la plus faible dans la consommation finale brute d´énergie, cf. figure 5. En incluant la consommation d´électricité renouvelable dans les transports ferroviaires et routiers, la part s´élève à 6,8 % en 2021 ce qui correspond à 39,4 TWh (UBA 1).

Avec 34,3 TWh, les biocarburants représentent la part la plus importante dans la consommation dans le secteur des transports. Le biogazole couvre 24,9 TWh de la consommation, suivi par le bioéthanol avec 8,4 TWh. La contribution du biométhane (1,0 TWh) et des huiles végétales (0,02 TWh) est faible.

La consommation totale d´électricité dans le secteur des transports s´élève à environ 12,4 TWh en 2021, dont environ 5,1 TWh sont d´origine renouvelable.

Fig 9 Conso finale transports
Figure 5 : consommation finale des énergies renouvelables dans le secteur des transports

Électricité d´origine renouvelable

Loi sur les Énergies Renouvelables (Erneuerbare Energien Gesetz- EEG)

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

Les conditions très avantageuses des tarifs de rachat garanti ont attiré des investissements considérables, conduisant au développement massif des énergies renouvelables et à des coûts importants pour le consommateur d´électricité. La charge de soutien aux énergies renouvelables, financée par le prix de l´électricité, s´est envolée depuis 2000 (voir plus loin).

La loi sur les Énergies Renouvelables a été adaptée au fur et à mesure et l´objectif de la part des renouvelables à la consommation brute d´électricité constamment rehaussé (voir figure 6).

Fig 6 Adaptations successives EEG
Figure 6 : adaptation régulière de la Loi sur les Énergies Renouvelables (EEG) ; la courbe en vert montre la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité

La mise en place des mécanismes de complément de rémunération (EEG 2014) et des appels d´offres (EEG 2017) a contribué à limiter la tendance haussière de la charge de soutien. Les contrats de type obligation d´achat sont désormais exclusivement utilisés pour les installations de petite taille. Mais malgré cela le prix du kWh payé par les ménages allemands et les PME est toujours parmi les plus élevés d´Europe.

Le développement des éoliennes en mer est règlementé dans la Loi pour le Développement et la Promotion de l´Énergie éolienne en Mer (Windenergie-auf-See-Gesetz – WindSeeG), entrée en vigueur en 2017 (BMWi 3). Des appels d´offres ont été introduits pour toutes les éoliennes en mer mises en service à partir de 2021.

L´avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables entré en vigueur début 2021 (EEG 2021) visait une part des énergies renouvelables de 65% à la consommation brute d´électricité d´ici 2030 en tablant sur une consommation brute de 580 TWh (OFATE 2021a). La Loi définit une trajectoire de développement de la puissance installée jusqu´en 2030, soit 71 GW pour l´éolien terrestre, 20 GW pour l´éolien en mer, 100 GW pour le photovoltaïque et 8,4 GW pour la biomasse. Dans ce contexte, la loi fixe, de manière contraignante, la feuille de route pour y parvenir.

Le gouvernement en fonction depuis décembre 2021 veut accélérer la transition énergétique en se basant principalement sur les énergies renouvelables (Allemagne-Energie 2021a).

Lors du bilan d´ouverture sur la protection du climat présenté en janvier 2022, le Ministre Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat a annoncé un programme d´urgence pour la protection du climat et la redynamisation du développement du photovoltaïque et de l´éolien avec des lois et mesures concrètes prévues courant 2022 (BMWi 2022a; OFATE 2022a).

Le paquet législatif appelé « paquet de Pâques » (Osterpaket), adopté par le cabinet des ministres le 6 avril 2022, veut poser la base d´un approvisionnement en électricité de 80% en énergies renouvelables en 2030 et quasi climatiquement neutre en 2035 (Allemagne-Energies 2022c ; OFATE 2022b).  

Dans le cadre du « paquet de Pâques » cinq lois doivent notamment être modifées : la Loi sur les Énergies Renouvelables (Erneuerbare-Energien-Gesetz, EEG 2023), la Loi sur l´Énergie Éolienne en Mer (Windenergie-auf-See-Gesetz, WindSeeG) , la Loi sur le Secteur de l´Énergie (Energiewirtschaftsgesetz, EnWG), la Loi sur les Besoins de Développement des Réseaux (Gesetz über den Bundesbedarfsplan, BBPIG) et la Loi sur l´Accélération du Développement du Réseau de Transport (Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz, NABEG). 

La mesure phare est l´amendement à la Loi sur les Énergies Renouvelables du secteur électrique (EEG 2023). En tenant compte des nouveaux consommateurs électriques (i.e. l´électromobilité, les pompes à chaleur, le numérique et la génération d´hydrogène par électrolyse) le gouvernement table maintenant sur une consommation brute de 750 TWh en 2030.  Environ 600 TWh devraient provenir des énergies renouvelables. 

A partir du 1er juillet 2022 le soutien aux énergies renouvelables est entièrement financé par l´État (voir § « Contraintes économiques »). La gestion de l´autoconsommation et les privilèges accordés à l´industrie seront simplifiés suite à la suppression de la charge de soutien.

Dans le but d´accélérer le développement des énergies renouvelables, dans la loi EEG 2023 est inscrit le principe selon lequel l´utilisation des énergies renouvelables est « dans l´intérêt public prépondérant et sert la sécurité publique ».  

Le potentiel de développement de la biomasse, de l´hydraulique et des déchets biogènes étant limité, il est prévu d´intensifier fortement l´accroissement des capacités éolienne et photovoltaïque, lesquelles doivent non seulement contribuer à la protection du climat mais dans le contexte de la guerre en Ukraine aussi réduire la dépendance aux importations d´énergies fossiles. Par conséquent l´objectif de leur capacité installée a été fortement rehaussé par rapport à la loi EEG 2021 (voir § « Objectifs pour 2030 »).

Un deuxième paquet de mesures dit « paquet d´été » (Sommerpaket) est focalisé sur la réduction de la lourdeur administrative des projets.

Dans ce cadre, le cabinet de ministres a adopté le 15 juin 2022 des projets de loi visant à obliger les seize Länder à installer davantage d´éoliennes terrestres en allégeant notamment les procédures administratives, cf. (BMUV et BMWi 2022, OFATE 2022c).

Selon le Ministère Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat, environ 2% du territoire allemand seront nécessaires pour installer une capacité de 165 GW d´éolien terrestre (objectif 2040). Actuellement une superficie de 0,8% est réservée dont seulement 0,5% sont réellement disponibles. La surface réservée doit donc être plus que doublée dans les années à venir. Selon la complexité des procédures administratives, la désignation des zones réservées pour des éoliennes terrestres prend entre 5 et 10 ans.

La nouvelle Loi sur les besoins en surface éolienne (Windflächenbedarfsgesetz) prévoit d´augmenter la surface réservée à 2% du territoire allemand à l´horizon de 2032 avec un objectif intermédiaire de 1,4% fin 2026. La répartition devrait être équitable au niveau régional, en tenant compte des conditions de vent, de la protection de la nature et des espèces et de l´aménagement de l´espace.

Les Länder doivent mettre à disposition des pourcentages différents : par exemple la Bavière, le Bade-Wurtemberg et la Rhénanie-du-Nord-Westphalie doivent réserver 1,1 % de leur territoire d´ici 2026, puis 1,8 % six ans plus tard. Les Länder du nord tout comme les Länder de l´est de l´Allemagne, où le potentiel éolien est plus important, doivent mettre à disposition une surface de 2,2% d´ici 2032. Les cités-États (Stadtstaaten) telles que Brême, Berlin et Hambourg doivent réserver 0,5% de leur surface.

Il appartient aux seize Länder de décider comment leurs objectifs en matière de réservation de superficie supplémentaire seront atteints. Si les Länder n´atteignent pas leur objectif, le gouvernement fédéral pourra supprimer certaines règles locales, comme les distances minimales entre éoliennes et habitations.

Le Repowering (remplacement des éoliennes existantes par des installations plus performantes et donc généralement plus grandes) sera également facilité.

De plus, la Loi Fédérale sur la Protection de la Nature et des Espèces sera modifiée. A l´avenir, la construction des éoliennes sera aussi autorisée dans des zones protégées pour l´environnement. Seuls les territoires bénéficiant du plus haut niveau de protection ne pourront pas être aménagés.

Le paquet législatif final de plus de 593 pages visant à accélérer le développement des énergies renouvelables et à renforcer la sécurité d´approvisionnement en énergie a été adopté début juillet 2022 (BMWi 2022c).

Le nouvel objectif d´une production d´électricité quasi climatiquement neutre en 2035 suscite des questions sur la sécurité d´approvisionnement (voir § « Contraintes techniques »). L´exploitation du réseau électrique avec presque 100% d´énergies renouvelables implique qu´un grand nombre de prérequis techniques critiques soient respectés pour fournir des services système et gérer efficacement les congestions du réseau. Or rien ne le garantit en l´état. Les validations techniques à apporter pour atteindre cette cible demeurent importantes et nécessitent un effort de R&D conséquent et soutenu.

Développement des énergies renouvelables

État actuel du développement

La priorité est donnée au développement des énergies intermittentes, éolien et photovoltaïque. En 2021, leur part à la production totale des énergies renouvelables atteint environ 70% lissée sur l´année, cf. figure 7 (BMWi 1 ; UBA 1). Cela correspond à une part de presque 29% dans le mix électrique actuel.

Après une croissance continue au cours des années précédentes, la production d´électricité renouvelable a nettement baissé en 2021. Des conditions météorologiques défavorables ont notamment entraîné une baisse significative de la production éolienne. L´ensoleillement relativement faible a pu être compensé par la forte croissance des installations photovoltaïques.

La production restante est fournie par des sources renouvelables pilotables comme les bioénergies (biomasse, biogaz), le gaz de décharge, le gaz de stations d´épuration, les déchets biogènes et la géothermie. La production de l´hydroélectricité (centrales au fil de l´eau et éclusées, centrales associées à un lac ou un réservoir avec apports naturels) est toutefois tributaire des précipitations. La production à partir de la géothermie s´élève à seulement 0,25 TWh, soit 0,1% de la production renouvelable totale.

Fig 2 Bruttoerzeugung _EE 2020
Figure 7 : production brute des énergies renouvelables lissée sur l´année

Entre 2000 et 2021, la capacité installée a été multipliée par 11,5, cela correspond à l´ajout annuel moyen de 6 GW, cf. figure 8 (BMWi 1 ; UBA 1).

Fig 3 Kapazitaet_EE 2020
Figure 8 : capacité installée des énergies renouvelables

Objectifs pour 2030 et au-delà

Suite à l´électrification accrue des autres secteurs de l´économie, le gouvernement table sur une forte hausse de la demande annuelle d´électricité à 750 TWh à l´horizon de 2030 soit environ 180 TWh de plus que dans l´estimation de début 2021 (580 TWh). L´objectif de « 80% renouvelables » dans la consommation brute d´électricité implique, en moins de 10 ans, une augmentation de leur production jusqu´à 600 TWh par an en 2030 contre environ 240 TWh en 2021.

Le tableau 1 montre l´accroissement des capacités éoliennes terrestres et maritimes ainsi que du photovoltaïque réalisé et prévu à l´horizon de 2045 selon la Loi EEG 2023 (BMWi 1 ; Allemagne-Energies 2022c).

Avec l´achèvement de la sortie du charbon, l´objectif est de produire l´électricité presque entièrement à partir d´énergies renouvelables à l´horizon de 2035. On vise ainsi la neutralité carbone de l´approvisionnement en électricité et une indépendance quasi-totale vis-à-vis des importations d´énergie fossile.

Tableau 1 Kapazitaet
Tableau 1 : accroissement des capacités d´éolien terrestre et maritime ainsi que du photovoltaïque selon la loi EEG 2023

Les 360 GW visés en 2030 pour l´éolien et le photovoltaïque nécessitent un triplement de la capacité actuelle (cf. tableau 1). De plus il faut tenir compte du fait que les anciennes installations qui ont cessé de bénéficier du mécanisme de soutien après 20 ans, seront déclassées dans les prochaines années.

En matière de biomasse une capacité de 8,5 GW est visée en 2030. La biomasse sera davantage axée sur des centrales de pointe très flexibles, afin que la bioénergie puisse jouer son rôle au service du système et contribuer davantage à la sécurité de l´approvisionnement en électricité. Outre la question de la disponibilité de la biomasse, il n´est pas certain que son utilisation dans le secteur électrique se poursuive au même rythme à l´avenir.

Trajectoire de développement du photovoltaïque à l´horizon de 2030

La capacité du photovoltaïque s´élève à environ 59 GW fin 2021. Après plusieurs années d´un faible développement, on observe depuis 2019 une légère reprise mais un ajout annuel toujours trop faible par rapport aux exigences nouvelles (figure 9).

L´objectif de 215 GW de photovoltaïque d´ici 2030 nécessiterait l´ajout annuel moyen d´environ 17,5 GW entre 2022 et 2030. Compte tenu d´une phase de démarrage un ajout annuel de 22 GW est prévu à partir de 2026 et sera maintenu à ce niveau jusqu´en 2030 et même au-delà.

Pour y parvenir, les installateurs allemands de systèmes photovoltaïques doivent s´assurer des volumes importants sur le marché. Un autre défi est le manque de main-d´œuvre qualifiée en Allemagne pour faire face au montage des nouvelles installations (voir plus loin).

Fig 9 PV Zubau 2030
Figure 9 : développement de la puissance nette installée du photovoltaïque depuis 2015 et ajout annuel moyen entre 2022 et 2030 (scénario pour 600 TWh d´électricité produite à partir des énergies renouvelables en 2030)

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

La capacité de l´éolien terrestre s´élève à environ 56 GW fin 2021. Le développement passé des éoliennes terrestres présente un bilan mitigé avec un ajout moyen de 2,5 GW/an entre 2010 et 2021 (BMWi 1). Après l´ajout moyen de plus de 4 GW/an entre 2015 et 2017 le rythme moyen a baissé à 1,5 GW/an depuis 2018. Sur la période 2018 – 2020 des appels d´offres ont été sous-souscrits et des volumes appelés restés sans attribution.

Sur la base du rythme de réalisation actuel et du nombre d´installations déjà adjudiquées mais pas encore réalisées, la légère reprise en 2021 ne cache pas le fait que l´ajout de capacité supplémentaire en 2022 ne devrait pas dépasser les 3 GW, cf. figure 10.

Au cours du premier semestre 2022, 238 nouvelles éoliennes d´une puissance totale de 977 MW ont été installées, soit un volume à peu près équivalent à celui du premier semestre 2021 (Deutsche WindGuard ).

Pour atteindre le nouvel objectif de 115 GW d´ici 2030 il faudrait un ajout annuel moyen de 6,5 GW entre 2022 et 2030, soit au moins 1600 éoliennes par an d´une puissance unitaire de 4 MW.

Le gouvernement a créé un environnement favorable sur le marché et supprimé les obstacles administratifs (voir plus haut). Étant donné que ces mesures ne produiront leurs effets qu´avec un certain retard, un ajout de 10 GW/an sera nécessaire dès 2025, cf. figure 10.

Fig 10 Zubau 2030 Wind Land
Figure 10 : développement de la puissance nette installée de l´éolien terrestre depuis 2015 et ajout annuel moyen entre 2022 et 2030 (scénario pour 600 TWh d´électricité produite à partir des énergies renouvelables en 2030)

En outre, jusqu´à fin 2030 une capacité de presque 25 GW d´éolien terrestre sortira du mécanisme de soutien selon une estimation du gouvernement allemand (Deutscher Bundestag 2020). Il est certes difficile de prévoir combien de temps la poursuite de l´exploitation de ces éoliennes sera rentable d´un point de vue économique et technique. Quoi qu´il en soit, le déclassement des installations est à prendre en compte dans les prévisions de développement du parc éolien terrestre et rehausse le besoin de l´ajout annuel pour atteindre l´objectif de 2030.

Trajectoire de développement de l´éolien en mer à l´horizon de 2030 et 2045 

Les objectifs de développement de l´énergie éolienne en mer ont été considérablement augmentés pour atteindre au moins 30 GW d´ici 2030, au moins 40 GW d´ici 2035 et au moins 70 GW d´ici 2045.

La puissance nette installée de l´éolien en mer s´élève à 7,8 GW fin 2021. Aucune nouvelle éolienne n´a été raccordée au réseau en 2021. Une capacité de 24 MW a été rajoutée par suite de la mise à niveau de 132 éoliennes existantes (Deutsche WindGuard).

La réalisation d´environ 22 GW supplémentaires sera nécessaire pour atteindre l´objectif de 2030 (Deutsche WindGuard; Allemagne-Energie 2022b). Par voie d´appels d´offres, 4,1 GW ont été adjudiqués pour une réalisation entre 2022 et 2026, de sorte que la puissance nette cumulée pourra atteindre près de 12 GW d´ici fin 2026, cf. figure 11.  

Pour atteindre l´objectif de 2030, il faudrait donc installer 18 GW supplémentaires au cours des quatre années restantes, soit 4,5 GW par an, ce qui est nettement plus que ce qui a jamais été réalisé. Les délais d´environ 6 ans entre l´élaboration du projet et la mise en service plus le manque de personnel qualifié constituent un obstacle majeur.

 

Fig 11 Wind SE Szenario 2030
Figure 11 : développement de la puissance nette installée de l´éolien en mer depuis 2015 et ajout annuel moyen à partir de 2022 (scénario pour 600 TWh d´électricité produite à partir des énergies renouvelables en 2030)

La figure 12 montre la puissance en GW en service fin 2021, le volume attribué par appel d´offres et/ou en construction et les volumes supplémentaires d´appels d´offres ajustés aux nouveaux objectifs plus élevés.

Fig 12 Zubau 2030 Wind offshore
Figure 12 : Objectifs de développement de la puissance installée de l´éolien en mer : éolien en service, volumes attribués et/ou en construction et prévisions à l´horizon de 2030, 2035 et 2045

L´objectif de 70 GW d´ici 2045 requiert le développement de nouvelles zones d´exploitation en mer (Allemagne-Energies 2022b). Cependant la superficie à disposition en Mer du Nord et en Mer Baltique pour la mise en place des éoliennes est limitée, en tenant compte des réserves naturelles et des routes maritimes. Une densité de puissance éolienne trop élevée pourrait baisser sensiblement le facteur de charge à cause de l´effet de sillage. Selon une publication de la société Max-Planck, le rendement d´un parc éolien en mer de 70 GW pourrait baisser jusqu´à 40% (MPG 2022). La capacité installée n´est donc pas le seul facteur déterminant, mais aussi la densité de puissance et les heures de pleine puissance réalisables par an.

Selon une nouvelle étude de Fraunhofer IWES commandée par l´Association Allemande des Exploitants de Parcs Éoliens Offshore (BWO) et la Fédération des Industries de l´Énergie et de l´Eau (BDEW), un parc éolien de plus de 70 GW serait faisable d´ici 2045 dans les zones économiques de l´Allemagne dans la mer du Nord et la mer Baltique (BDEW 2022b).

La capacité totale pourrait atteindre près de 82 GW sous condition préalable d´une utilisation plus efficace des surfaces d´exploitation actuellement disponibles et la mise en œuvre de nouvelles technologies, à savoir des éoliennes plus grandes et plus hautes ayant un impact positif sur les rendements et l´effet de sillage.

Contraintes techniques

L´orientation vers un mix électrique à forte proportion d´énergies renouvelables intermittentes ainsi qu´en parallèle la réduction des moyens pilotables conventionnels rendent le réseau électrique de plus en plus sensible aux fluctuations liées aux conditions météorologiques. La priorité donnée au développement des énergies intermittentes, éolien et photovoltaïque, est un défi pour la stabilité des réseaux car cette production n´est pas corrélée aux fluctuations de la consommation d´électricité.

En effet, pour sécuriser l´approvisionnement c´est l´instant qui compte et non pas la production lissée sur une période donnée car il est nécessaire d´équilibrer instantanément la production et la consommation sur l´ensemble du réseau.

La production intermittente peut parfois excéder la demande et ensuite baisser rapidement à un niveau faible pendant plusieurs heures. La figure 13, générée à partir du site smard de l´Agence Fédérale des Réseaux (SMARD), montre à titre d´exemple les variations de production des énergies renouvelables intermittentes dans la première quinzaine de décembre 2021. On peut observer trois pics de production au-delà de 30 GW et plusieurs périodes de faible production en-dessous de 10 GW (< 8% de la capacité totale)

Fig 12 production solar_wind Dezember 2021
Figure 13 : production énergies renouvelables intermittentes du 1er au 14 décembre 2021 (pas horaire)

Les « dark-doldrums », traduction anglaise du mot allemand « Dunkelflaute » sont un défi particulier. Ils désignent un épisode prolongé de production éolienne et photovoltaïque très faible, combiné à une demande d´électricité accrue en fin d´automne ou en hiver. L´association européenne des producteurs d´électricité et de chaleur VGB PowerTech e.V. a publié deux études sur la performance des éoliennes en Allemagne et en Europe (VGB 2017, 2019). Entre 2010 et 2016, l´étude montre environ 160 épisodes de 5 jours de production éolienne faible et pour chaque année un épisode prolongé de vents faibles de 10 à 14 jours. 

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

Le remède serait le stockage de la surproduction d´énergies renouvelables fluctuantes et la réinjection de l´énergie dans le réseau pendant des périodes de forte consommation lorsque la production de l´éolien et du photovoltaïque est faible.

Cependant, les grands systèmes de stockage d´énergie ne sont toujours pas en vue. L´Allemagne dispose actuellement d´une capacité de stockage d´environ 40 GWh de STEP (pompage-turbinage entre deux bassins hydrauliques), une technologie éprouvée mais avec un potentiel de développement très limité. Les grands systèmes de stockage par batterie, déjà annoncés comme prometteurs, n´ont pas encore atteint la maturité en raison de leur faible capacité et de leur coût important. Même sous l´hypothèse de mise à disposition de 100 GW de stockage par batterie à l´horizon de 2035, chiffre évoqué par le régulateur allemand (Agence Fédérale des Réseaux) dans le plan de développement du réseau, leur capacité disponible serait de l´ordre de seulement 100 à 200 GWh (WD 2019). Les ingénieurs du VGB Power Tech (voir plus haut) ont calculé qu´il faudrait, en supprimant les centrales conventionnelles en backup, une capacité de stockage de 21 000 GWh pour assurer l´approvisionnement lors d´un épisode de 2 semaines de vents faibles en hiver. L´écart entre la capacité de stockage disponible en 2035 et la capacité nécessaire est environ d´un facteur 100.   

En absence de moyens suffisants de stockage d´énergie, des centrales conventionnelles pilotables seront encore nécessaires pendant longtemps. Dans le cadre de l´abandon du nucléaire (fin 2022) et du charbon (à partir de 2030, date actuellement visée par le gouvernement) les capacités de production conventionnelles se réduisent aux centrales à gaz. Selon le contrat de coalition du gouvernement en fonction depuis décembre 2021, la construction de nouvelles centrales à gaz a été prévue à l´horizon de 2030 (Allemagne-Energies 2021a). Ces centrales, exploitées à terme de manière neutre en carbone grâce à l´hydrogène, devraient jouer un rôle pivot pour suppléer l´intermittence de la production de l´éolien et du photovoltaïque.

Les nouvelles conditions politico-économiques du gaz dues à la guerre en Ukraine constituent un obstacle supplémentaire au déploiement de ces centrales en attendant la maturité de la filière hydrogène et compromettent cette option. Le gouvernement n´a pas encore présenté une stratégie alternative.

Face à la variabilité intrinsèque d´une production électrique s´appuyant sur une grande part d´énergies renouvelables intermittentes, la réduction des moyens pilotables nécessite le développement de mesures et technologies supplémentaires, telles que : l´arrivée à maturité de solutions technologiques permettant de maintenir la stabilité du système électrique sans les grandes masses tournantes, les rotors des alternateurs des centrales conventionnelles, le déploiement à grande échelle des flexibilités (par exemple de nouvelles unités de pointe pilotables bas-carbone et hautement flexibles), des installations importants de stockage d´énergie pour disposer de réserves opérationnelles d´équilibrage, et une mise à niveau des réseaux électriques.

En conclusion l´objectif d´une production d´électricité quasi climatiquement neutre en 2035 implique des paris technologiques lourds pour assurer la sécurité d´approvisionnement. Les validations techniques à apporter pour atteindre cette cible demeurent importantes.

Contraintes économiques

Les composants réglementés par l´État (taxes et prélèvements, tarifs d´utilisation du réseau) représentent actuellement environ trois quarts de la tarification du prix du kWh. La majeure partie de la fiscalité est actuellement constituée par la charge de soutien aux énergies renouvelables.

La charge de soutien est calculée à partir de la différence entre le prix de l´électricité du marché et le prix de rémunération que les exploitants des installations d´énergies renouvelables électriques reçoivent.

La figure 14 montre l´évolution du soutien en Md€ ainsi que la charge de soutien en €/MWh aux énergies renouvelables électriques depuis 2010 (BMWi 2).

Fig 8 Charge de soutien
Figure 14 : évolution du soutien et de la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques

Entre 2010 et 2014 le soutien triple, stagne de 2014 à 2020 dans la fourchette de 22 à 24 Md€ et s´envole en 2021 à 33 Md€. La principale raison de cette hausse a été la baisse du prix sur le marché spot, suite à l´effondrement de la consommation d´électricité dû à la crise sanitaire du Coronavirus en 2020. C´est pourquoi le gouvernement a plafonné en 2021 la charge de soutien à 65 €/MWh : le surplus est financé par une subvention de l´État de 10,8 milliards d´Euros, alimentée par les recettes de la taxe carbone sur les émissions des produits combustibles non couverts par le système européen d´échange de quotas d´émissions.

La situation change à nouveau en 2022. Suite à la flambée des prix de l´électricité sur le marché de gros, le soutien aux énergies renouvelables électriques baisse à 16,3 Md€. Avec une subvention supplémentaire de l´État la charge de soutien se réduit à 37,23 €/MWh en 2022 soit environ – 43% par rapport à 2021 (Allemagne-Energies 2021b).

La figure 15 montre la contribution du consommateur final au soutien en 2021 et 2022. En tenant compte de la subvention de l´État de 3,25 Md€, la contribution baisse à 13,1 Md€ en 2022 (BDEW 2021).

Fig 9 Contribution des consommateurs à la charge de soutien
Figure 15 : contribution des consommateurs et subvention de l´État en 2021 et 2022

Dans le but de limiter la hausse des prix de l´électricité, le soutien aux énergies renouvelables est à partir du 1er juillet 2022 entièrement financé par l´État grâce aux recettes de la taxe carbone sur les émissions des produits combustibles non couverts par le système européen d´échange de quotas d´émissions (Allemagne-Energies 2022c ; BMWi 2022b). Selon une première estimation, l´État devrait financer de l´ordre de 46 Md€ pour la période 2023-2026 et entre 72 et 81 Md€ pour la période de 2026 à 2030. Les estimations dépendent fortement de l´hypothèse du prix de l´électricité au marché de gros.

Cependant le prix de l´électricité ne dépend pas seulement des taxes et contributions mais aussi de l´évolution des autres composants 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).

Compte tenu de l´évolution actuelle du marché de l´électricité, notamment en raison de la forte hausse de la part « fourniture » suite à la guerre en Ukraine, la suppression de la charge de soutien ne peut, à elle seule, atténuer la montée du prix pour le consommateur.

Le tarif d´utilisation du réseau de transport a aussi augmenté. Un certain nombre de facteurs y ont contribué, entre autres les investissements importants dans la modernisation des réseaux de transport et de distribution mais aussi la hausse des interventions pour éviter la congestion du réseau de transport. Pour l´essentiel, cette hausse des interventions provient du retard pris dans le développement du réseau, lequel n´arrive pas à suivre le rythme auquel se développent les énergies renouvelables intermittentes (Allemagne-Energies 2022d).  

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

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

Perspective

La mise en œuvre du programme d´urgence de 2022 sera déterminante pour atteindre les objectifs ambitieux de 2030 et au-delà en matière d´énergies renouvelables (BMWi 2022a). L´État doit créer les conditions favorables pour un développement environ trois fois plus rapide qu´au cours des 20 dernières années.

Le manque de surface est actuellement le principal obstacle au futur développement de l´éolien terrestre. Le gouvernement fédéral doit donc mettre en œuvre le plus rapidement possible l´objectif fixé par la loi, à savoir l´augmentation à 2% du territoire allemand, et veiller à ce que les surfaces soient effectivement constructibles.

Avec l´objectif d´une puissance nette du photovoltaïque installé de 215 GW en 2030, une augmentation de l´ajout annuel sans précédent doit être réalisée. Le montant d´investissement de l´ordre de 150 Md€, profitera, selon les prévisions, en grande partie à la Chine. Cette dépendance vis-à-vis de la Chine – environ 96 % de la production mondiale de plaquettes de silicium (wafers) proviennent actuellement de Chine – représente un risque considérable pour la réalisation des objectifs ambitieux de développement du photovoltaïque (BDEW 2022a).

Un autre défi est le manque de main-d´œuvre qualifiée en Allemagne. Le besoin d´ingénieurs et d´informaticiens augmentera considérablement dans les années à venir, notamment en raison de l´accélération de la transition énergétique. Selon l´Association des Ingénieurs Allemands (VDI) et German Economic Institute à Cologne (IW Köln), la demande croissante en personnel qualifié ne peut actuellement pas être satisfaite (VDI 2022).

L´objectif d´une production de l´électricité neutre en carbone à l´horizon de 2035 avec une part de presque 100% d´énergies renouvelables implique des paris technologiques lourds pour assurer la sécurité d´approvisionnement et nécessite notamment la maîtrise parfaite de l´intégration de l´« hydrogène vert ».

Les ambitions du gouvernement allemand sont à l´épreuve des faits. Les validations techniques à apporter pour atteindre cette cible demeurent importantes. L´Europe, et la France en particulier, devraient en suivre de près l’avancement et les conséquences.

Références

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