Énergies renouvelables : de nombreux défis

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(dernière mise à jour de l´article le 30.10.2018)

Le remplacement des énergies conventionnelles par des énergies renouvelables est emblématique du tournant énergétique allemand.

Il faut noter que l´Union Européenne 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 Énergie 2020 de l´Union Européenne /1 / 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 2020.

Le cadre pour le climat et l’énergie à l’horizon 2030 fixe pour objectif un quota des énergies renouvelables d’au moins 27 % de la consommation d’énergie de l’ Union Européenne d’ici à 2030.

L´Allemagne s´est fixé l´objectif de 18% à l´horizon 2020, donc un objectif moins ambitieux que les 20% de l´Union Européenne, et de 30% dans la consommation finale brute d´énergie d´ici 2030.

L´Allemagne se concentre sur le développement massif des énergies renouvelables dans le secteur de l´électricité, mais traîne dans les autres secteurs, notamment dans celui du transport (6,9 % en 2016 selon Eurostat /2/).

La figure 1 montre l´évolution de la part des énergies renouvelables dans la consommation d´énergie finale et dans la consommation de l´électricité ainsi que les objectifs 2020 à 2030.

Part EnR Stand 19 07 2018
Figure 1: Part des énergies renouvelables dans la consommation d´énergie finale et dans la consommation d´électricité, sources /3/, /4/

Dans le secteur de l´ électricité, l´Allemagne mise notamment sur le développement des énergies éolienne et photovoltaïque intermittentes avec pour 2017 une part de 67% à la production totale des énergies renouvelables lissée sur l´année (voir figure 2). Les 33% restants sont fournis par des sources renouvelables plus ou moins pilotables comme l´hydraulique, la méthanisation, les déchets biogènes etc.

Bruttoerzeugung EE
Figure 2: Production brute des énergies renouvelables lissée sur l´année, sources /4/ et /25/ (les données 2017 sont provisoires)

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 augmenté d´un facteur 9,5 depuis 2000 et atteint 112,4 GW en 2017 (voir figure 3).

Kapazitaet_EE
Figure 3 : Capacité installée des énergies renouvelables, sources /4/ et /25/ (les données 2017 sont provisoires)

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) a atteint 99 GW en 2017,  ce qui représente environ 46 % de la capacité totale installée en Allemagne.  Cependant, éolien et photovoltaïque n’ont produit que 22,3 % du courant en 2017 (voir figure 3a), ce qui correspond à un facteur de charge moyen [1] inférieur à 17% malgré une météo assez favorable notamment pour l´éolien.

Capacite et production 2017_1
Figure 3a : Capacité installée et production brute en 2017 (source BDEW)

En 2017 l’éolien terrestre a produit 76 JEPP (jours équivalent pleine puissance), l´éolien offshore 154 JEPP et le photovoltaïque 39 JEPP. A titre de comparaison, le nucléaire a produit l´équivalent d´environ 287 JEPP et le lignite 270 JEPP.

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 pour faire en sorte qu’il y ait, à tout moment, autant d’électricité produite que consommée.

La figure 4 illustre les variations auxquelles des énergies renouvelables intermittentes pourraient être soumises.

RWE Intermittence EnR
Figure 4 : Variations auxquelles des énergies renouvelables intermittentes pourraient être soumises, RWE et /6/

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 ingénieurs du VGB Power Tech, l´association internationale des producteurs d´électricité, ont calculé qu´il faudrait, en supprimant le parc thermique en support, une capacité de stockage de 21 TWh pour assurer l´approvisionnement lors d´un épisode de 2 semaines de vents faibles en hiver /6/.

Les gestionnaires des réseaux allemands (GRT) disposent actuellement d’une capacité de stockage d´environ 0,05 TWh de STEP (pompage-turbinage entre deux bassins hydrauliques), une technologie éprouvée avec des rendements élevés (70% à 80%).

Les trois scenarios ne sont pas une fiction théorique, ils sont bien réels. Le weekend de l’Ascension – 5 au 8 mai 2016 – est un bon exemple pour les scenarios I et II (voir figure 5).

Scenario I und II a
Figure 5 : Exemple pour les scénarios I et II avec production d´énergies renouvelables intermittentes soumise à une forte variation sur une courte période le 8.5. 2016 /7 /

La production des énergies renouvelables atteint environ 54 GW vers 13 h (86,3 % de la demande de l´électricité), le prix au marché spot est négatif entre 10 et 17 h et chute à moins  130€/MWh vers 14 h. Vers 20 h le même jour, la production des énergies renouvelables chute à 25 GW, le parc conventionnel doit compenser ~ 30 GW en quelques heures.

Cette situation devrait encore s’intensifier dans l’avenir. Avec l´augmentation de la part des énergies renouvelables intermittentes, des gradients au-delà de 50 GW seront probables.

Il y a eu lors de l’hiver 2016/2017 deux épisodes avec une production  éolienne et photovoltaïque quasi nulle :  9 jours en décembre 2016 et 10 jours en janvier 2017 (voir figure 6)

Scenario III
Figure 6 : Exemple pour le scénario III, longues périodes de production d´énergies renouvelables intermittentes quasiment nulle (« dark – doldrums ») en hiver 2016/2017, source /7/

Notamment la situation d´approvisionnement du 24.1. 2017 a été marquée par une défaillance quasi complète des énergies renouvelables intermittentes. Vers 17 h la consommation nationale était de l´ordre de 75 GW avec en plus une forte demande de la part de l´Autriche et la Suisse en raison du manque d´eau dans les barrages. Éolien et photovoltaïque ont contribué avec 1,5 GW (environ  2% de la demande) sur 90 GW installés.

L´agence fédérale de réseau se veut rassurante /8/, et affirme que la sécurité d’approvisionnement n’a pas été remise en cause même ce jour-là.

Maintenant on peut prétendre que la situation en hiver 2016/2017 était exceptionnelle. L´association VGB PowerTech a publié une étude sur la performance des éoliennes en Allemagne /6/. Le résultat des études sur la fréquence des épisodes de production d´éolien et de solaire quasi nulle 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. Malgré un développement  massif,  la capacité garantie d´éolien n’a guère évolué depuis 2010 selon figure  7.

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Figure 7 : Production d´éoliennes 2010 à 2016 /6/.

Explication de la figure 7:

  • Ligne bleue : évolution de la capacité installée de 2010 à 2016. Fin 2016 on comptait 28200 éoliennes d´une capacité totale de 50 019 MW.
  • Ligne verte : la capacité maximale atteinte par an. En 2016 la puissance maximale sur les 50 000 MW installés était donc d’environ 33 834 MW.
  • Ligne orange : la capacité moyenne lissée sur l´année. En 2016 seulement 8769 MW donc 17,5 % de la capacité totale installée.
  • Ligne rouge : La capacité garantie lors des périodes de pointe. Avec 141 MW en 2016, elle est inférieure à 1% de la capacité installée et n’a guère évolué depuis 2010

Les GRT allemands confirment les résultats des experts de VGB dans leur publication des bilans prévisionnels de l’équilibre offre-demande /9/. Ils utilisent une approche déterministe conservative et accordent  une disponibilité  de 0% au photovoltaïque et de 1% à l´éolien pour la gestion des périodes de pointe pouvant atteindre une demande de ~ 84 GW. Le parc d´éoliennes d´une capacité installée de 99 GW aurait donc une disponibilité moyenne garantie de la production inférieure à 0,1 GW.

Le GRT français RTE utilise une approche probabiliste moins conservative /10/ et accorde à la production éolienne pour le cas d´une vague de froid une disponibilité moyenne de 10% de la capacité installée. Lors des vagues de froid sévère RTE estime à 23% le rapport moyen de production entre l’énergie produite et la capacité éolienne maximale installée. De plus la production photovoltaïque permettrait de conserver pour la pointe du soir une partie de l’énergie des moyens d’équilibrage ayant des contraintes de stock court (stations de pompage de capacité journalière et effacement notamment).

Même l´approche française plus optimiste 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 .

Contribution des interconnexions européennes

Les études précédentes ne prenant pas en compte les interconnexions européennes, l´Allemagne pourrait toujours disposer d’importations d´énergies renouvelables en cas de besoin.

En effet, selon une étude du service météorologique allemand DWD (Deutscher Wetterdienst), publiée en mars 2018, 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. Pour réaliser le potentiel de foisonnement des productions d´énergies renouvelables il faudrait un super-réseau international de lignes à haute tension. Mais cela demeure encore très éloigné de la réalité en Europe.

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

Selon une étude française de 2014  /11/ « … 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 /6/ que la production éolienne dans 18 pays européens peut temporairement baisser à ~ 4% (6,5 GW) de la puissance installée (150 GW en 2016).

L’éolien et le photovoltaïque ne seront sans doute pas en mesure d´assurer à eux seuls la sécurité d´approvisionnement en Europe occidentale. Une technologie complémentaire, soit centrales conventionnelles backup soit accumulateurs d’énergie, reste indispensable.

Modernisation du réseau électrique

Un approvisionnement d´électricité  basé sur des sources d’énergie 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.

Comme, par exemple, l’électricité éolienne produite dans le nord, et qui 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.

Le plan actuel de développement du réseau /12/ estime que 7700 km sont prioritaires, dont 4650 km de lignes nouvelles et 3050 km de renforcement des lignes existantes. L´épine dorsale  est constituée par les tracés nord – sud en courant continu d´environ 2100 km de longueur et d´une capacité totale de 10 GW (voir figure 8)

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Figure 8 : Tracés nord – sud en courant continu /13/

Or la construction des lignes est lente. Outre les contraintes administratives, l’installation de nouvelles lignes se heurte aux refus des riverains et aux 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. Mi – 2018 environ 12,3% (950 Km) des 7700 km ont été réalisés /14/.

Dans l’état actuel des choses, les lignes à courant continu ne seront pas opérationnelles avant 2025. La situation devrait donc s´améliorer après 2025 selon l´analyse des GRT /9/.

Sécurité d´approvisionnement

La poursuite de l’expansion des énergies renouvelables intermittentes, prioritaires sur le réseau, se révèle exigeante pour le système électrique. La compensation des variations de la production éolienne et photovoltaïque demande une importante capacité des centrales conventionnelles de réaction rapide en backup. Et ceci en tenant compte de la qualité de l’alimentation (respect de la tension et de la fréquence).

De plus la cogestion actuelle du réseau suite à la lente modernisation du réseau oblige les GRT à recourir régulièrement à un management d´électricité accru.

Forte hausse des interventions des GRT

Par application de la loi sur l’énergie (EnWG) /15/ article 13 (1), c’est d’abord la conduite des centrales conventionnelles qui est touchée par les interventions des GRT telles que :

  • Redispatching, consistant à modifier le plan de production et/ou de charge de manière à modifier les flux physiques sur le réseau de transport
  • Countertrading, qui est un échange réalisé entre deux GRT dans le sens inverse du flux contraignant

Si ces mesures ne suffisent plus à stabiliser le réseau, les mesures de l’article 13 (2) de la loi sur l’énergie sont appliquées consistant en l´écrêtement de la production d´énergies renouvelables intermittentes (éolienne principalement).

Depuis 2015 on observe une hausse importante des interventions pour la stabilisation du réseau notamment dans les régions des GRT  Tennet et 50hertz (voir figures 9 et 10). Les coûts de ces interventions ont dépassé pour la première fois le milliard d’euros en 2015 (voir ci-dessous).

Region GRT
Figure 9 : Les 4 gestionnaires de réseaux de transport (GRT)

 

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Figure 10 : Interventions des GRT Tennet et 50hertz selon §13.1 et 13.2 EnWG /16/

Loop flows – flux en boucle

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.  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 11 issue du rapport monitoring de l´agence fédérale de réseau /12 /) montre la situation en 2016.

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Figure 11 : Loop flows en 2016 selon l´agence fédérale de réseau (Bundesnetzagentur)

Les « loop flows » sont la différence entre les soldes des échanges physiques et contractuels [2]. 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.

La raison pour les « valeurs rouges » de la France vers la Suisse et l´Italie est le fait qu´une partie de l´électricité exportée par la France vers ces pays transite par l´Allemagne du sud.

Pannes de courant non prévues (SAIDI) et bilan des échanges contractuels

Malgré un développement massif des EnR intermittentes, l´Allemagne fait partie du groupe de tête en matière de sécurité d´approvisionnement.  Selon /17/  les pannes de courant non prévues en 2016 étaient de 13 minutes par rapport à 49 minutes en France (voir figure 12). Ceci est mesuré en valeur SAIDI (System Average Interruption Duration Index) déterminant la durée moyenne cumulée des interruptions non programmées hors événements exceptionnels.

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Figure 12 : Pannes de courant non prévues hors événements exceptionnels en minutes par consommateur

 

Ces dernières années, l’Allemagne a toujours plus exporté qu’importé. L´arrêt de 8 centrales nucléaires en 2011 a certes entraîné un net recul mais depuis, le solde exportateur a continuellement augmenté pour se stabiliser à un niveau élevé. Le bilan des échanges contractuels est exposé en figure 13 /12 /.

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Figure 13 : Bilan des échanges contractuels de l´Allemagne

Par comparaison, le solde des échanges contractuels de la France pour 2016 s’établit à 39,1 TWh avec 71,7 TWh d’export et 32,6 TWh d’import selon RTE /18 /.

Perspectives

Le parc de centrales conventionnelles est, à l’heure actuelle, indispensable pour suppléer aux carences des énergies renouvelables intermittentes car – comme expliqué ci-dessus – leur disponibilité peut être quasi nulle en situations de pointe.  La capacité conventionnelle disponible est actuellement capable à elle seule d´assurer la sécurité de l´approvisionnement en électricité en situation de pointe.

La flexibilité du parc conventionnel existant 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/lignite peuvent aussi y contribuer, avec toutefois une moindre souplesse. De plus la numérisation de la transition énergétique au moyen de compteurs électriques intelligents devrait permettre de mieux harmoniser la production et la consommation d’électricité.

À moyen terme, les centrales à base de lignite/charbon seront remplacées par des centrales à cycles combinés au gaz. Avec une part croissante des énergies renouvelables intermittentes, leur rôle sera dans l´avenir d´assurer le backup lors des périodes de faible production d´éolien et photovoltaïque. Mais cela signifie un nombre d’heures réduit auxquelles elles seront sollicitées. Il faudrait donc trouver des modèles de rémunération appropriée.

Suite à la sortie du nucléaire et l´arrêt des centrales thermiques à flamme pour cause de rentabilité insuffisante, le maintien en service de la capacité actuelle du parc conventionnel n’est pas assuré.  Cette érosion pourrait avoir pour effet que l´Allemagne ne soit plus en mesure d´assurer à terme la sécurité de l´approvisionnement par ses propres moyens lors des vagues de froid sévère [ 1]. Dans leur dernier bilan prévisionnel de l´équilibre offre – demande d´électricité /9/, les gestionnaires des réseaux de transport allemands mettent en effet en garde contre de potentielles pénuries dans l’offre d’électricité si des corrections ne sont pas  apportées aux trajectoires annoncées.

Considérant la similitude des conditions de vent et d’ensoleillement en Europe occidentale et la tendance des gouvernements à réduire les capacités des moyens de production pilotables, les possibilités de secours des pays voisins en situation de pointe extrême seront toujours plus fragiles ( voir blog ).

A plus long terme le stockage de l´électricité constituerait le meilleur moyen de valoriser les excédents d’électricité disponibles lors des périodes où la production issue de sources renouvelables dépasse la demande.

Le stockage d’électricité peut se décliner sur trois échelles de temps pour compenser de longues périodes de faible production des énergies renouvelables intermittentes /33/ :

  • 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 (STEP)
  • stockage infra-hebdomadaire et inter-saisonnier ≥ 24 h comme par exemple les grandes STEP, et le procédé « Power-to-Gas-to-Power »

A l´échelle industrielle, seuls sont actuellement disponibles les stockages par batteries et par STEP /34/.

Le système de STEP est le plus mature des moyens de stockage d’électricité et offre des rendements élevés à un coût raisonnable. Selon l’agence fédérale des réseaux /36/ une puissance de 9,45 GW de STEP (dont 1,8 GW situé en Autriche  et 1,3 GW au Luxembourg) est connectée au réseau allemand. De plus l’Allemagne a passé un accord avec la Norvège pour l’exploitation conjointe de leurs STEP (NordLink /19 /). La ligne en courant continu haute tension entre les deux pays permet de faire transiter 1,4 GW.

Selon une étude de l´université d´Aix-la-Chapelle publiée en 2014 /37/ l´Allemagne disposerait d´un potentiel suffisant pour des 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. Le projet d´une STEP de 1,4 GW prévue à Atdorf en Forêt-Noire était ainsi abandonné en 2017 /38 /.

La quantité d’énergie stockée actuellement par les STEP correspond à environ 50 GWh par cycle de charge, or, la consommation journalière moyenne en Allemagne est d’environ 1640 GWh.

A titre de comparaison, les six principales STEP exploitées en France totalisent une puissance de 4,94 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 être supérieure à 100 GWh dans certaines périodes car 4 sur les 6 STEP sont des STEP « mixtes » recevant des apports gravitaires d’importance variable /39 /.

La puissance des STEP ne permettrait donc de stocker qu’une faible partie de la production des énergies renouvelables intermittentes.  Compte tenu de l’ampleur des besoins au niveau capacité de stockage (> 20 TWh) pour assurer l´approvisionnement lors d´un épisode prolongé de faible production d´énergies renouvelables fatales, le procédé « Power-to-Gas-to-Power » suscite un intérêt particulier / 35 /.

Le principe repose sur la valorisation de la surproduction des énergies renouvelables intermittentes grâce à leur transformation en hydrogène ou en méthane de synthèse.  L´électricité en surplus,  transformée par des électrolyseurs en phase gazeuse, peut être injectée dans le réseau de gaz naturel et reconvertie en électricité en fonction de la demande dans des centrales à cycles combinés au gaz ou des turbines à combustible. L’Allemagne étant déjà équipée de grandes capacités de stockage souterrain de gaz naturel, l’utilisation de cette infrastructure pour stocker les excédents d’électricité ainsi « gazéifiés » serait une option intéressante permettant d’atteindre l´objectif d’une électricité renouvelable de 80% à 100% en 2050.

En Europe, si de nombreux pilotes power-to-gas avec ou sans injection dans le réseauont déjà été réalisés, en particulier en Allemagne, la filière reste néanmoins actuellement au stade de démonstrateurs et on est encore loin de pouvoir déployer des solutions industriellement viables à l´échelle du pays.

En conclusion, le parc conventionnel en backup sera – même à l´horizon 2050 – 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 fatales. Même le procédé « Power-to-Gas-to-Power » nécessiterait 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 /20/, il faudrait une capacité de centrales à gaz entre 60 et 75 GW pour atteindre, selon les scenarios retenus,  les objectifs de réduction des gaz à effet de serre à l’horizon 2050 2.

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)

La loi sur les énergies renouvelables, entrée en vigueur en 2000, est le moteur du développement des renouvelables /21/. 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 sans réel pilotage. L´objectif de 2010 d´une part de 13% à la consommation brute a été dépassé de 30%. La loi sur les énergies renouvelables (EEG) a été adaptée au fur et à mesure du développement. La figure 14 illustre bien la courbe d’apprentissage du gouvernement allemand au niveau de la loi sur les énergies renouvelables.

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Figure 14 : Adaptation régulière de la loi sur les énergies renouvelables (EEG) selon /22/

Elle 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.

Un pas important constitue la réforme de 2014 (EEG 2014) /21/. 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.
  • le système des tarifs de rachat garantis est remplacé par le mécanisme d´une prime de marché (FIP : feed-in premium). Les exploitants des énergies renouvelables commercialisent directement leur électricité sur le marché ou mandatent un tiers. Les exploitants reçoivent, en plus des recettes de vente sur le marché, pendant  20 ans une prime de marché correspondant à la différence entre la  « valeur de référence » et la « valeur marchande moyenne » de l’électricité pour compenser le manque à gagner. 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 15). 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 /23 /). Ce système est devenu obligatoire 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.
Figure 14 EEG 2014_1
Figure 15 : 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 /21/ :

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

soutien eolien offshore

Pour les installations 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 après le 31.12. 2020,  la valeur de référence est déterminée par appel d´offres selon EEG 2017.

C´est à partir de l’amendement de la loi en 2017 (EEG 2017) que l’on peut observer une vraie césure /21/. Depuis janvier 2017, la valeur de référence (EEG 2014) n’est plus fixée comme auparavant par l’État mais par le biais d’appels d’offres. Voici une explication simplifiée (voir figure 16). Mais bien entendu, la loi 2017 n´est pas rétroactive et les anciennes installations jouissent du maintien des droits acquis.

EEG 2017_1
Figure 16 : Loi sur les énergies renouvelables 2017 (EEG 2017)

La valeur de référence est déterminée par la mise en concurrence des acteurs au travers d’appels d’offres pour le photovoltaïque (PV), l´éolien terrestre et offhore (> 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 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 d´énergies renouvelables 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.

Pour les éoliennes terrestres,  la loi 2017 prévoit 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).

La loi 2014 avantageait les installations 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.

Les  sociétés de citoyens ont reçu la plupart des adjudications suite aux  appels d´offres d´éolien terrestre en 2017.  Afin d´éviter une nouvelle distorsion du marché de l´éolien terrestre à compter de 2020, le Bundesrat (eq. du Senat en France) a déposé un projet de modification de la loi dans le but d´abolir les avantages des sociétés de citoyens sur les appels d´offres en 2018 et au premier semestre 2019. Le Parlement a entériné le 8 juin 2018 ce projet.

Outre la mise en place des appels d´offres, l´État a ralenti le développement des énergies renouvelables en limitant les volumes annuellement mis aux enchères pour qu´elles suivent mieux le développement du réseau. L’amendement de la loi en 2017 stipule pour l´éolien terrestre un objectif de 2,8 GW par an entre 2017 et 2019 et 2,9 GW par an à partir de 2020, pour l´éolien en mer une capacité maximale installée de 6,5 GW en 2020 et 15 GW en 2030 et pour le photovoltaïque un maximum de 2,5 GW par an de nouvelles constructions.

Pour 2030 le gouvernement allemand vise maintenant une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité au lieu de l´objectif initial de 50%. Une révision des volumes annuellement mis aux enchères est prévue.

On peut reprocher au gouvernement allemand cette navigation à vue et la prise de décision tardive pour stopper la hausse des soutiens 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 /24/ « … 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… ».

Selon le BDI /20/ les  objectifs de protection du climat sont atteignables efficacement dans la mesure où des instruments ouverts à toutes les technologies sont utilisés et aucune technologie n´est exclue a priori.

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

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

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

Le prix du KWh payé par le ménage allemand est parmi les plus élevés d’Europe.  Au premier semestre 2018 le ménage allemand « moyen » avec une consommation située entre 2500 kWh et 5000 kWh a payé 29,5 ct/kWh contre 17,5 ct/kWh en France (voir figure 17). Le prix du kWh peut légèrement varier selon le type de tarification souscrite sans toutefois mettre en cause le classement de l´Allemagne à l’échelle européenne.

prix Kwh menages S1 2018
Figure 17 Prix de l´électricité pour les ménages au 1er semestre 2018 (Eurostat tableau nrg_pc_204)

Les régimes fiscaux dérogatoires pour les industriels, tant en France qu’en Allemagne, rendent la comparaison du prix du kWh plus difficile pour ces consommateurs. La figure 18 montre à titre d´exemple les prix du KWh  pour les sites industriels moyens en Europe avec une consommation entre 20 et 70 GWh.

prix Kwh_industrie S1 2018
Figure 18 Prix de l´électricité pour un site industriel moyen au 1er semestre 2018, hors TVA et autres taxes et prélèvements récupérables (Eurostat tableau nrg_pc_205)

Cependant, cette comparaison moyenne d´Eurostat masque une grande hétérogénéité et ne tient pas compte de toutes les particularités des régimes spéciaux dérogatoires accordés /12/.

On peut quand-même parvenir à la conclusion que les ménages et la grande majorité des entreprises allemandes paient leur électricité plus cher que leurs homologues français.

L´industrie électro – intensive est protégée sous la forme d´un dégrèvement partiel du soutien aux énergies renouvelables et conserve un tarif compétitif ayant pour but de préserver la compétitivité internationale. Pour cette catégorie de consommateurs les prix de l’électricité de part et d’autre de la frontière sont du même ordre de grandeur /22/.

Structure du prix de l’électricité pour un ménage allemand

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, équivalent du TURPE (Tarif d’Utilisation du Réseau Public d’Électricité) en France et la part « fiscalité » composée des taxes et contributions diverses.

La figure 19 montre une comparaison de cette décomposition des prix sur la base des données d´Eurostat. La fiscalité représente avec 54 % la part la plus importante du prix de l´électricité en Allemagne.decomposition prix menage France_Allemagne 2018

Figure 19 : Décomposition des prix de l´électricité des ménages en France et en Allemagne au 1er semestre 2018 (Eurostat tableau nrg_pc_204)

La figure 20 montre l´évolution de la décomposition du prix de l’électricité pour un ménage allemand depuis 2006 /26/, date à laquelle les coûts de fourniture et de acheminement de l´électricité ont été listés séparément.

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Figure 20 : 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 depuis 2013 sous l’effet de la baisse des prix du marché de gros de l’électricité.  Une partie de la baisse du prix de marché est 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. Le déploiement des énergies renouvelables fait donc baisser les prix sur le marché (voir figure 21) par éviction des centrales au coût marginal plus élevé.

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Figure 21 : Evolution des prix moyens sur le marché EPEX Spot depuis 2008 /12/
Épisodes de prix négatifs

Les prix négatifs ont été introduits pour la première fois en 2008 à la bourse EPEX Spot pour inciter  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. 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…) en raison de capacités de production conventionnelles difficilement modulables.

En effet, 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.

Mais depuis 2015 le nombre de pas horaires avec des prix négatifs a fortement augmenté et reste élevé  avec un nouveau record en 2017 (146 heures sur le marché Day Ahead à la bourse EPEX Spot /32/ ). Selon une étude de l´Université Technique de Freiberg /29/, 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.

La figure 22 compare les pas horaires avec des prix négatifs en Allemagne et en France /27/. On peut observer une certaine corrélation avec l´augmentation de la part de la production renouvelable fatale (éolien et solaire).

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Figure 22 : Nombre de pas horaires avec des prix négatifs en France et en Allemagne /27/

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 actuellement de la taille et de la date de mise en service des installations.  Les installations de petite taille et celles mises en service avant l’entrée en vigueur des dispositions de la loi 2014 sur les énergies renouvelables (environ 37% des installations) reçoivent le tarif de rachat garanti même lors de prix négatifs /29/. Pour des installations 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 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 part acheminement

Le tarif d´utilisation du réseau a diminué en valeur absolue depuis 2006 sous l’effet de la régulation (régulation incitative sur base de benchmark). Mais depuis 2011 le tarif est reparti à la hausse. Le renforcement des réseaux électriques (distribution et transport) nécessite des investissements importants afin d’y intégrer les énergies renouvelables injectées de manière décentralisée et en particulier pour les acheminer du nord du pays où se situe l’essentiel de la production éolienne vers le sud du pays.

L´injection accrue de l´électricité des énergies renouvelables intermittentes 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.

C´est l´indemnisation des producteurs d’énergies renouvelables qui pèse lourd dans la facture. Si le redispatch et countertrading ne suffisent plus à stabiliser le réseau, la loi sur l’énergie autorise l´écrêtement de la production d´énergies renouvelables intermittentes (éoliennes principalement).

Les coûts relatifs à la stabilisation du réseau ont atteint un nouveau record en 2017. Ils sont avec 1 448 M€ largement supérieurs aux coûts de l´année 2016 (893 M€) qui a connu des conditions météorologiques défavorables notamment pour l´éolien terrestre.

La figure 23 montre l´évolution des coûts pour stabiliser le réseau électrique et la part de l’éolien et photovoltaïque à la production brute de l´électricité depuis 2011. On peut observer une certaine corrélation avec l´augmentation de la part de la production renouvelable fatale (éolien et photovoltaïque).

Les coûts sont composés de trois éléments : les coûts pour une capacité conventionnelle de réserve ( ~ 415 M€ en 2017), le redispatch et countertrading (~ 423 M€ en 2017) et l´indemnisation des producteurs d’énergies renouvelables qui pèse lourd dans la facture (~ 610 M€ en 2017).

Hausse des coûts de stabilisation du réseau
Figure 23 : Evolution des coûts de stabilisation du réseau /12/ et de la part des énergies renouvelables fatales à la production brute d´électricité

La part fiscalité

L’électricité est plus taxée en Allemagne qu’en France (voir figure 19). La décomposition détaillée des taxes et contributions est répresentée sur la figure 24.

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Figure 24 : Décomposition des taxes et contributions pour le particulier en 2018 / 26 /
Explication des taxes et contributions :
  • Umlage für abschaltbare Lasten : soutien du mécanisme d´effacement de consommation d’électricité
  • Offshore-Haftungsumlage : dédommagement des exploitants de parcs offshore non raccordés dans les temps
  • § 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 : soutien de la cogénération
  • EEG- Umlage : 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 /30/.

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 près de 205 milliards € sur la période 2000 – 2016 (voir figure 25) soit environ 12 milliards € par an avec un pic atteint en 2010 à 24,7 milliards € / 25/.

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Figure 25 : Investissements cumulés de 2000 à 2016 dans les énergies renouvelables du secteur de l´électricité

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 obtenu sur le marché et le tarif de rachat garanti).

La différence entre le tarif de rachat garanti et le prix de revente est cumulée dans le « compte EEG » géré par les GRT (voir  figure 26). Avec la baisse du prix de revente sur le marché la différence augmente et le compte EEG dépasse les 25 milliards € en 2017 /13 /, soit presque 0,8 % du PIB.

Depuis 2012, la 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 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 des gestionnaires de réseaux et serviront à réduire les charges de soutien aux énergies renouvelables pour l´année suivante.

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Figure 26 : Evolution du compte EEG et du prix de vente de l´électricité sur le marché

Pour le photovoltaïque, la différence entre le tarif de rachat garanti et le prix de revente sur le marché est nettement plus élevée que pour les autres filières /13/, de sorte que le développement de cette source a engendré une augmentation rapide du compte EEG (voir figure 27)

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Figure 27 : Tarif de rachat garanti moyen des différentes filières des énergies renouvelables

A titre d’exemple, en 2005 la différence entre le tarif de rachat garanti et le prix de revente se situait à 7,7 ct/kWh pour les bioénergies, 5,2 ct/kWh pour l’éolien terrestre et 49,2 ct/kWh pour le photovoltaïque. Compte tenu d´une augmentation d´un facteur 9 du volume d’électricité générée entre 2005 et 2010, l´impact du photovoltaïque sur le compte EEG reste considérable malgré la baisse de son tarif de rachat garanti.

Entre 2010 et 2017, les charges de soutien aux énergies renouvelables ont plus que triplé, passant de 20,5 €/MWh à 68,8 €/MWh. Compte tenu de la garantie de 20 ans des tarifs de soutien accordés, les réformes de la loi sur les énergies renouvelables ont seulement pu freiner l’augmentation des charges de soutien.

En 2019 les charges de soutien baisseront  de presque 6% par rapport à 2017 à 64,05 €/MWh ( voir blog ) mais dans les prochaines années il faut encore s’attendre à une augmentation jusqu’à environ 75 €/MWh (voir figure 28).

Les tarifs d’achat étant valables vingt ans, les premiers contrats arriveront à échéance à partir de 2021, ce qui « sortira » les anciennes installations, les plus coûteuses, de la contribution.  Selon le gouvernement /40/, presque 12000 éoliennes représentant une capacité installée d´environ 14 GW sortiront du mécanisme de soutien entre 2021 et 2025. 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.

Mais il ne faut pas oublier que le gouvernement allemand avait promis en 2011 que les charges de soutien ne dépasseraient pas les 35 €/MWh.

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Figure 28 : Evolution et prévision des charges de soutien aux énergies renouvelables de 2010 à 2023 selon /5/

Les charges de soutien aux énergies renouvelables sont principalement supportées par les ménages (voir figure 29) avec 36% soit 8,8 milliards d´ € en 2017. L’industrie non privilégiée supporte environ 28% avec 6,7  milliards d´ €. Comme déjà évoqué, l´industrie électro-intensive est protégée sous forme d´un dégrèvement partiel au soutien des énergies renouvelables.

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Figure 29 : Contribution aux charges de soutien aux énergies renouvelables en 2017 / 26 /

La facture de l´énergie environ 13% plus chère en Allemagne qu’en France

L´impact du prix du kWh sur la facture d´énergie des ménages allemands est moins violent qu´à première vue. Les ménages outre Rhin consomment en effet moins d´électricité que les ménages en France. La différence provient notamment du suréquipement des ménages français en convecteurs électriques, un choix que n’a pas fait l’Allemagne.

La figure 30 compare par combustible la consommation finale d´énergie des ménages en France et en Allemagne.  Les données sont extraites du tableau Eurostat  « t2020_rk210 » lequel se concentre sur l’énergie consommée par les ménages pour le chauffage.

Consommation finale d´énergie des ménages par combustible en
Figure 30 : Consommation finale d´énergie des ménages par combustible en 2016

Malgré une différence de climat non négligeable entre les deux pays (12,6 °C en moyenne en France contre 8,6 °C en Allemagne) la charge énergétique représente 5,66 % du revenu net pour les ménages allemands contre 5,02 % pour les ménages français donc une différence d´environ 13%. C´est le résultat d´une étude du Commissariat général au développement durable publiée en janvier 2018 /31/. Le surcoût du kWh allemand étant compensé par le poste chauffage : se chauffer à l’électricité revient en effet plus cher que de se chauffer majoritairement au gaz, comme en Allemagne.

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 [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

[2] 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

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Références

/1/ Union Européenne : »Objectifs et stratégies climatiques », https://ec.europa.eu/clima/policies/strategies_fr

/2/ Eurostat : « Part des énergies renouvelables dans la consommation brute d´énergie finale par secteur » , Code sdg_07_40

/3/ Eurostat : « Part des énergies renouvelables dans la consommation brute d´énergie finale », Code : t2020_31

/4/ Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (2017): « Stromerzeugung nach Energieträgern 1990 – 2017 »,  http://www.ag-energiebilanzen.de/

5/ Plateforme d´information des 4 gestionnaires de réseaux en Allemagne, communiqué de presse du 15.10.2018 „EEG-Umlage für das Jahr 2019“, https://www.netztransparenz.de/EEG/EEG-Umlagen-Uebersicht/EEG-Umlage-2019

/6/ VGB PowerTech, « VGB-Studie: Windenergie in Deutschland und Europa », 27.6.2017 https://www.vgb.org/studie_windenergie_deutschland_europa_teil1.html

/7/ Agora Energiewende, Agorameter,  https://www.agora-energiewende.de/de/themen/-agothem-/Produkt/produkt/76/Agorameter/

/8/ Bundesnetzagentur : « Quartalsbericht zu Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen »  Erstes Quartal 2017, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2017/Quartalsbericht_Q1_2017.pdf?__blob=publicationFile&v=2

/9/ Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2016-2020,https://www.netztransparenz.de/portals/1/Content/Ver%c3%b6ffentlichungen/Bericht_zur_Leistungsbilanz_2017.pdf

/10/ RTE :  » L’équilibre offre-demande d’électricité pour l’hiver2017-2018  » , http://www.rte-france.com/sites/default/files/rte_synthese_passagehiver2017_2018.pdf

/11/ Flocard, Hubert; Pervès, Jean-Pierre; Hulot, Jean-Paul :  » Électricité : intermittence et foisonnement des énergies renouvelables », Techniques de l’Ingénieur, Document. BE8586, 10.10.2014

/12/ Bundesnetzagentur : Communiqué de presse du 18 juin 2018 « Bundesnetzagentur veröffentlicht Zahlen zu Redispatch und Einspeisemanagement für 2017 »,https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2018/20180618_NetzSystemSicherheit.html;jsessionid=594EC42BE117414BCB4C2B81E5C736E7?nn=265778

/13/ BDEW  : « Erneuerbare Energien und das EEG : Zahlen, Fakten, Grafiken (2017), https://www.bdew.de/media/documents/Awh_20170710_Erneuerbare-Energien-EEG_2017.pdf

/14/ Bundesnetzagentur : « Leitungsvorhaben » https://www.netzausbau.de/leitungsvorhaben/de.html

/15/ Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz – EnWG), https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/EnWG.pdf

/16/ Sixième rapport monitoring du tournant énergétique de vbw de décembre 2017,  https://www.vbw-bayern.de/vbw/Aktionsfelder/Standort/Energie/6.-Monitoring-der-Energiewende-5.jsp

/17/ CEER (Council of European Energy Regulators), Benchmarking Report 6.1 on the Continuity of Electricity and Gas Supply, Data update 2015/2016, Ref: C18-EQS-86-03, Juillet 2018, https://www.ceer.eu/documents/104400/-/-/963153e6-2f42-78eb-22a4-06f1552dd34c

/18/ RTE : Bilan électrique français 2016, Synthèse presse, http://www.rte-france.com/sites/default/files/2016_bilan_electrique_synthese.pdf

/19/ Tennet : « NordLink – das „grüne Kabel“ – die erste direkte Stromverbindung zwischen Deutschland und Norwegen » , https://www.tennet.eu/de/unser-netz/internationale-verbindungen/nordlink/

/20/ BDI Studie « Klimapfade für Deutschland »   Boston Consulting Group und Prognos, Janvier 2018, https://bdi.eu/artikel2/news/kernergebnisse-der-studie-klimapfade-fuer-deutschland/

/21/ BMWi : « Informationsportal Erneuerbare Energien » , https://www.erneuerbare-energien.de/EE/Navigation/DE/Home/home.html

/22/ AGORA Energiewende « The Energiewende in a nutshell », https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2017/Energiewende_in_a_nutshell/Agora_The_Energiewende_in_a_nutshell_WEB.pdf

/23/ Cruciani, Michel : « Le coût des énergies renouvelables », IFRI (Institut Français des Relations Internationales), 2014, https://www.ifri.org/fr/publications/enotes/notes-de-lifri/cout-energies-renouvelables

/24/ Expertenkommission Forschung und Innovation (EFI), Gutachten 2014, https://www.e-fi.de/fileadmin/Gutachten_2014/EFI_Gutachten_2014.pdf

/25/ BMWi  : « Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland », AGEE-Stat, Décembre 2017, http://www.erneuerbare-energien.de/EE/Navigation/DE/Service/Erneuerbare_Energien_in_Zahlen/Zeitreihen/zeitreihen.html

/26/ BDEW : Strompreisanalyse Januar 2018, Haushalte und Industrie, 9.1.2018, https://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/bdew-strompreisanalyse/

/27/ RTE : Bilan électrique 2017, http://bilan-electrique-2017.rte-france.com/

/28/ Benjamin Aust, Christof Morscher, Université Technique de Freiberg « Negative Strompreise in Deutschland », Wirtschaftsdienst, 97. Jahrgang, 2017, Heft 4 · S. 304-306, https://archiv.wirtschaftsdienst.eu/jahr/2017/4/negative-strompreise-in-deutschland/

/29/ BMWi :  « Was sind eigentlich « negative Strompreise »?, Energiewende direkt 2/2018, http://www.bmwi-energiewende.de/EWD/Redaktion/Newsletter/2018/02/newsletter_2018-02.html;jsessionid=F7B549786EEE2B1DE10D0368A1DE754F?__act=renderPdf&__iDocId=679010

/30/ DG Trésor (2013) : « Comparaison des prix de l’électricité en France et en Allemagne », No. 2013/05, https://www.tresor.economie.gouv.fr/Ressources/File/392245

/31/ Ministère de la Transition écologique et solidaire, Commissariat général au développement durable (2018) : « Comparer le poids du logement en France et en Allemagne: le taux d’effort moyen ne suffit pas », http://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/fileadmin/documents/Produits_editoriaux/Publications/Datalab/2018/datalab-29-comparer-poids-logement-france-allemagne-janvier2018.pdf

/32/ EPEX SPOT : Negative Preise, 2018, https://www.epexspot.com/de/Unternehmen/grundlagen_des_stromhandels/negative_preise

/33/ BMWi : Speichertechnologien, https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Textsammlungen/Energie/speichertechnologien.html

/34/ BVES (Bundesverband Energiespeicher), https://www.bves.de/

/35/ dena (Deutsche Energie-Agentur) : « Strategieplattform Power to Gas », https://www.dena.de/themen-projekte/projekte/energiesysteme/strategieplattform-power-to-gas/

/36/ Bundesnetzagentur : « Kraftwerksliste », https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html

/37/ Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft, RWTH Aachen : « Die Energiewende erfolgreich gestalten : Mit Pumpspeicherkraftwerken », 2014, http://www.wasserkraft.info/application/media/documents/Broschuere_PSW-Studie_Voith_April_2014.pdf

/38/ EnBW, communiqué de presse du 11.10. 2017 : « EnBW ordnet Priorität bei Speicherprojekten neu: Das Pumpspeicherprojekt Atdorf wird nicht weiterverfolgt », https://www.enbw.com/unternehmen/presse/pressemitteilungen/presse-detailseite_170304.html

/39/ Expérience d’EDF dans l’exploitation des STEP françaises, Xavier Ursat, Henri Jacquet-Francillon and Isabelle Rafaï, La Houille Blanche, 3 (2012) 32-36, DOI: https://doi.org/10.1051/lhb/2012020

/40/ Bundestags-Drucksache 19/4196 du 10.09.2018, http://dipbt.bundestag.de/doc/btd/19/041/1904196.pdf