Texte mis à jour le 14.11.2024

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Au cours du premier semestre 2024, les énergies renouvelables ont assuré près de 60% de la production d’électricité /1/. Même si certains médias ont omis de le préciser, il s’agit bien entendu d’un volume de production lissé sur les six premiers mois de 2024.

L’Energiewende a pour objectif une production d’électricité de presque 100% à partir des énergies renouvelables à l’horizon de 2035 en faisant des éoliennes et du photovoltaïque pratiquement le seul pilier de l’approvisionnement en électricité de l’Allemagne.

Mais le 6.11.2024, vers 17 heures, ce pilier s’est effondré de façon spectaculaire. Les éoliennes terrestres et maritimes (~72 GW) et les installations photovoltaïques (~94 GW) ont pratiquement cessé leur production pendant des heures.

Le prix de l’électricité a atteint 820 €/MWh sur le marché spot vers 17 h ce jour-là et l’intensité carbone du mix électrique est passée à presque 600 g CO₂/kWh /2/, /3/, car les centrales thermiques à flamme ont dû prendre le relais.

Cet évènement montre à nouveau que, même dans les hypothèses les plus optimistes, le scénario à « 100% de renouvelables » est actuellement intenable techniquement sans des moyens de production pilotables en backup. Pour pallier la défaillance des énergies renouvelables variables, il faut donc, faute de moyens de stockage suffisants, conserver un deuxième parc de production, une solution très coûteuse pour le consommateur d’électricité.

Pour sécuriser l’approvisionnement c’est l´instant qui compte et non pas la production lissée sur une période donnée car il est nécessaire d’équilibrer instantanément la production et la consommation sur l’ensemble du réseau. Mais dans un système électrique caractérisé par des moyens de production dépendant des conditions météorologiques, un équilibre exact entre la production et la consommation d’électricité n’est assuré à aucun moment. Il faut maitriser soit un excédent, soit un déficit de production /4/.

Les fameux « 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. avait déjà publié dans le passé deux études sur la performance des éoliennes en Allemagne et en Europe. 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 /4/.

Un tel évènement s’est produit à nouveau dans la première semaine de novembre 2024, cf. figure 1.

Le photovoltaïque ne fournissait plus qu’un seul MWh mercredi, le 6.11.2024 à 17 heures. Les 1602 éoliennes maritimes de la mer du Nord et de la Baltique étaient complètement à l’arrêt, la production d’électricité était donc nulle. Les éoliennes terrestres (environ 29000) ne produisaient à cette heure-là que 114 MWh pour une consommation d’électricité d’environ 66 GWh. Seules les énergies renouvelables telles que l’hydraulique et les bioénergies ont contribué avec environ 7 GWh à la production électrique.

Le photovoltaïque, fortement subventionné, d’une puissance installée de 94 GW n’a évidemment rien fourni avec la tombée de la nuit du 6 novembre. La production totale des éoliennes terrestres et maritimes était pendant plus de 30 h inférieure à 1 GW pour une puissance totale installée d’environ 72 GW, cf. figure 2.

Malgré cela, il n’y a pas eu de pénurie d’approvisionnement en électricité, car les gestionnaires des réseaux de transport ont pu maitriser la situation grâce aux moyens pilotables encore disponibles et à des importations d’électricité.

La situation a perduré toute la journée de mercredi 6 et de jeudi 7 novembre et ne s’est améliorée que vendredi 8 novembre 2024. La capacité des dispositifs de stockage (batteries et stations de transfert d’énergie par pompage – STEP) étant épuisée au bout de quelques heures, il a fallu faire appel en masse aux centrales thermiques à flamme pour couvrir les besoins en électricité.

Les centrales restantes à houille et au lignite soutenues par des centrales à gaz ont produit en continu au cours des ces trois jours pour stabiliser le réseau et satisfaire la demande. De plus environ 700 MW de centrales au fioul de la réserve stratégique ont été réactivés et ont contribué à nouveau à l’approvisionnement en électricité /6/.

Une partie importante des besoins en électricité de l’Allemagne a été couverte par des importations (environ 13 GW), car les moyens pilotables nationaux disponibles (environ 53 GW) n’ont pas été en mesure de couvrir à eux seuls la demande d’électricité (environ 66 GW), cf. figure 1.

Concrètement, cela signifie que la même situation n’aurait pas pu être gérée un autre jour tel que la pointe de consommation annuelle. Elle se produit généralement en hiver, le soir après le coucher du soleil, et s’est située les dernières années autour de 80 GW selon les gestionnaires des réseaux de transport /9/.

Une flambée des prix de l’électricité sur le marché spot

Depuis mercredi, les fournisseurs d’énergie ont été contraints de compenser l’absence de production d’électricité verte par des achats supplémentaires à court terme à la bourse de l’électricité EEX. Les prix journaliers de l’électricité (dit « day-ahead ») ont flambé et des pics de prix exceptionnellement élevés ont été observés à plusieurs reprises depuis mardi 5 novembre 2024, cf. figure 3.

Ainsi, dès mardi 5 novembre, le prix a été supérieur à 500 €/MWh. Lorsque les prévisions météorologiques ont été connues pour mercredi 6 novembre, le prix à la bourse de l’électricité s’est même envolé jusqu’à 820 €/MWh. Après un pic à plus de 400 €/MWh jeudi 7 après-midi, le prix sur le marché spot était encore supérieur à 100 €/MWh vendredi 8 novembre. Par comparaison, le prix moyen était autour de 68 €/MWh au premier semestre 2024 /1/.

Ces pics de prix de début novembre 2024 ne sont peut-être qu’un signe avant-coureur de ce à quoi il faut s’attendre pour l’hiver à venir. L’affirmation que « le vent soufflerait toujours quelque part en Europe », pouvant atténuer les effets de la variabilité, semble relever d’un solide bon sens populaire, mais ne correspond pas aux faits. L’Europe occidentale se comporte souvent comme une zone venteuse assez homogène, dominée par l’influence des grands courants océaniques ou continentaux.

Selon l’agence spécialisée « Montel » /7/, des prix de 1000€/MWh en cas de « Dunkelflaute » pourraient être attendus. En effet, en période de faible production d’électricité éolienne et photovoltaïque et de forte demande, le système doit faire appel à des unités dont les coûts marginaux sont plus élevés, ce qui renchérit le prix sur le marché spot. Ce principe est appelé « merit order » en anglais.

Il est probable que les fluctuations de prix sur le marché de l’électricité continuent d’augmenter avec le développement des énergies renouvelables variables (éolien et photovoltaïque). Des phases estivales de prix bas de l’électricité alterneront avec des phases hivernales de prix élevés, les fluctuations de la production électrique devenant de plus en plus extrêmes.

Déjà aujourd’hui la production d’électricité verte  est supérieure à la demande pendant de nombreuses heures. En 2023, l’Allemagne avait connu 301 heures de production électrique à prix négatif. Aux trois premiers trimestres de 2024, le record de 2023 était déjà largement battu avec 413 pas d’horaires à prix négatif /8/.

Les exploitants de réseau sont tenus par la Loi sur les énergies renouvelables d’absorber les kilowattheures sans valeur et de les vendre sur le marché de l’électricité. Dans ces situations, les vendeurs payent les acheteurs, ce qui constitue une situation de marché singulière.

Références

/1/ Allemagne Energies (2024) Allemagne : La consommation énergétique baisse de nouveau au premier semestre 2024, en ligne : https://allemagne-energies.com/2024/07/18/allemagne-la-consommation-energetique-baisse-de-nouveau-au-premier-semestre-2024/

/2/ BNetzA/SMARD (2024), Marktdaten visualisieren, en ligne : https://www.smard.de/home/marktdaten?marketDataAttributes=%7B%22resolution%22:%22hour%22,%22from%22:1730242800000,%22to%22:1731193199999,%22moduleIds%22:%5B%5D,%22selectedCategory%22:null,%22activeChart%22:true,%22style%22:%22color%22,%22categoriesModuleOrder%22:%7B%7D,%22region%22:%22DE%22%7D

/3/ Electricity Maps Blog (2024), en ligne : https://app.electricitymaps.com/zone/DE

/4/ Allemagne Energies (2024) Énergies renouvelables : de nombreux défis, en ligne : https://allemagne-energies.com/energies-renouvelables/

/5/ UBA (2024) Monats- und Quartalsdaten der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien – Statistik (AGEE – Stat), Umweltbundesamt, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/erneuerbare-energien/erneuerbare-energien-in-zahlen/monats-quartalsdaten-der-agee-stat#Monatsdaten

/6/ Die Welt (2024) Jetzt erlebt Deutschland den Ökostrom-Ausfall – mit gewaltigen Folgen, en ligne : https://www.welt.de/wirtschaft/plus254429264/Strom-Kein-Wind-keine-Sonne-Deutschland-erlebt-Dunkelflaute-mit-gewaltigen-Folgen.html?source=puerto-reco-2_ABC-V42.0.B_FCM_p35_extra_row

/7/ Montel News (2024) German hourly spot may hit EUR 1,000/MWh in winter on low wind, en ligne : https://montelnews.com/news/72a5f320-6d99-4afd-a6d7-049eeb08c151/german-hourly-spot-may-hit-eur-1000-mwh-in-winter-on-low-wind

/8/ BNetzA/SMARD (2024) Der Strommarkt im 3. Quartal 2024 –Höchstwerte bei Erneuerbaren, en ligne : https://www.smard.de/page/home/topic-article/444/215056

/9/ GRT (2020) Leistungsbilanzbericht. Gestionnaires de réseau de transport en Allemagne (50hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW). En ligne : https://www.netztransparenz.de/Weitere-Veroeffentlichungen/Leistungsbilanzbericht.