Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038

Texte mis à jour le 25.02.2019

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Après des mois d’âpres négociations et une dernière séance marathon jusqu’à samedi 26.1.2019, la « Commission Charbon » préconise la sortie progressive des centrales au charbon et au lignite d´ici 2038 au plus tard pour atteindre les objectifs en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre. La décision finale sur la suite à donner sera prise par le gouvernement allemand très vraisemblablement courant 2019

La « Commission Croissance, Changement structurel et Emploi », également appelée « Commission Charbon » a été créée par le gouvernement allemand en juin 2018,  pour émettre des propositions sur la sortie progressive de la production d’électricité à base de charbon et de lignite (Allemagne-Energies 2018b).

Censés initialement rendre leurs conclusions en décembre 2018, les membres de cette Commission composée d’experts, de représentants des employeurs et salariés du secteur, et d’ONG de défense de l’environnement, sont finalement parvenus à un accord le 26.1.2019 après une dernière séance marathon.

En résumé, la Commission préconise  (BMWi 2019) :

  • Sortie progressive du charbon et du lignite pour produire de l’électricité d´ici 2038 (la date butée sera avancée à 2035 si les conditions le permettent, décision en 2032)
  • D’ici 2022 une capacité de 12,5 GW doit être fermée dont plusieurs centrales au lignite.
  • Jusqu’en 2030 suivront d’autres centrales et seule une capacité de 17 GW restera au réseau.

La Commission préconise d´évaluer régulièrement l’efficacité de la mise en œuvre des mesures et propose 2023, 2026 et 2029 comme échéances pour le réexamen. Une adaptation des mesures serait le cas échéant nécessaire en fonction des résultats de l’évaluation.

Le rapport de la Commission sera maintenant examiné par les « Länder » et le gouvernement allemand. La décision finale sur la suite à donner sera prise par le gouvernement allemand et aboutira à une loi. On s’attend à ce que le gouvernement se prononce courant 2019.

L’Office franco-allemand pour la transition énergétique (OFATE) a établi un mémo qui explique les mesures principales proposées par la « commission charbon » afin d´accompagner la sortie du charbon, notamment des aides structurelles pour les territoires concernés, et des allègements fiscaux pour les consommateurs privés et les industriels énergie-intensifs (OFATE 2019).

La sortie du charbon coutera des dizaines de milliards d´Euros

Compte tenu des dizaines de milliers d’emplois directement ou indirectement liés à la production de lignite et de charbon, la commission propose des aides fédérales aux régions charbonnières pour un montant total de 40 milliards d’euros au cours des 20 prochaines années.

La sortie accélérée du charbon conduirait à une augmentation significative du prix du kWh pour tous les consommateurs. A partir de 2023, une aide évaluée à 2 milliards d’Euros par an serait destinée à l´industrie et aux consommateurs affectés par la hausse des prix du kWh. Une réduction du tarif d´acheminement ou une mesure adéquate est envisagée.

De plus, les énergéticiens peuvent compter sur une indemnisation pour un arrêt prématuré de leurs centrales.

La sortie du charbon aggrave le désavantage de l´Allemagne pour l’industrie électro-intensive. Elle est actuellement 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. La disposition arrive à échéance en 2020. Selon la Commission Charbon, le gouvernement devrait intervenir pour obtenir une prolongation auprès de la Commission européenne.

Impact sur le climat en Europe

Le grand nombre de quotas d’émission disponibles suite à la sortie prématurée de la production à base de charbon/lignite en Allemagne peut conduire à une distorsion du système d’échange de quotas d’émission de l’Union européenne (EU ETS). Pour obtenir une réduction des émissions de CO2 en Europe il faudrait empêcher l´achat des quotas libérés par d´autres entités opérant sur le marché du carbone. Une possibilité serait de retirer ces quotas d’émission du marché. Bien que cela conduise à une perte de recettes pour l´Allemagne, la proposition de la Commission charbon va dans ce sens.

Le casse-tête de la sécurité de l´approvisionnement

Fin 2018, l´Allemagne disposait d´une capacité de 45 GW de centrales au charbon et lignite ayant produit 229 TWh (35% de la production totale) et d´une capacité de 9,5 GW nucléaire ayant produit 76 TWh (12 % de la production totale ) en 2018 (Allemagne-Energies 2019).

Avec la sortie définitive du nucléaire programmée pour fin 2022 et l´arrêt en même temps d´une capacité de 12,5 GW des centrales à charbon/lignite, l´Allemagne perd d´un coup 22 GW de moyens pilotables et d’ici 2030 encore 16 GW supplémentaires.

Le gouvernement vise une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation d´ici 2030 en s´appuyant notamment sur les énergies fatales. Mais en l’absence de moyens de stockage d´énergie appropriés, il ne s´agit pas d´un remplacement qualitativement comparable compte tenu de la volatilité de production des énergies fatales.

La fédération des entreprises de l’énergie BDEW salue les propositions de la Commission car elles offrent ainsi une sécurité de planification à long terme pour l´industrie (BDEW 2019).

Mais la fédération pointe le doigt sur le fait que la réduction des moyens pilotables d´ici 2022 nécessite des investissements rapides pour garantir la sécurité d´approvisionnement. Il faudrait remplacer en cas de nécessité les centrales à charbon et lignite par des centrales CCG et/ou la cogénération moins émettrices en CO2. Mais cela suppose la mise en place d’incitations efficaces en faveur d´investissements dans des nouvelles centrales.

Les quatre GRT allemands ont publié le 24.1.2019 les bilans prévisionnels de l’équilibre offre-demande 2017 – 2021 (GRT 2019). 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 ~ 82 GW en 2021. Avec cette hypothèse le pays pourrait déjà faire face à un déficit d’approvisionnement en électricité de 5,5 GW en 2021, hors importation. Le bilan des GRT ne tient pas encore compte des propositions de la Commission Charbon.

Certes, le bilan prévisionnel des GRT est une démarche théorique et suppose la simultanéité d’événements relativement improbables d´une situation de pointe combinée avec une production extrêmement faible d’énergies renouvelables et ne tient pas compte des importations possibles dans une situation difficile.  Mais dans de nombreux pays européens on constate actuellement une tendance identique à réduire les capacités des centrales thermiques concomitamment au développement massif des énergies renouvelables intermittentes.

A titre d´exemple, la France compte fermer d´ici 2022 les quatre centrales à charbon encore en fonctionnement (3 GW), selon le projet de la programmation pluriannuelle (MTES 2019). La feuille de route prévoit ensuite la fermeture de 14 réacteurs nucléaires (sur 58) d’ici 2035.

Ce n’est donc pas sans raison que 10 associations professionnelles du secteur de l’électricité ont lancé en octobre 2018 un appel commun pour assurer la sécurité d´approvisionnement en Europe (Allemagne-Energies 2018a). Si les gouvernements n’apportent pas de corrections, la solidarité actuelle entre les pays pour se secourir en situation de pointe extrême serait en péril d’ici quelques années.

Selon la Commission, la sortie de la production à base du charbon doit être menée en continuant à garantir le niveau de sécurité d’approvisionnement sans recours aux importations. En effet, malgré les possibilités de secours inter-frontaliers, la responsabilité pour la sécurité de l´approvisionnement est avant tout l´affaire de chaque pays. La politique énergétique des autres pays européens peut changer et l´évolution des capacités de production des pays voisin est difficile à apprécier.

Le dispositif des « capacités de réserve » est considéré comme approprié pour le maintien de la stabilité du système électrique. Pour mémoire ces centrales de réserve ne sont pas autorisées à participer au marché de production mais seront uniquement employées à la demande des gestionnaires de réseaux (Allemagne-Energies 2018c).

De plus, la Commission préconise le développement de la cogénération et l´accélération des procédures pour la construction des nouvelles centrales CCG.

Bibliographie

Allemagne-Energies (2018a) Dix associations professionnelles du secteur de l’électricité signent un appel commun pour assurer la sécurité d´approvisionnement en Europe. En ligne : https://allemagne-energies.com/2018/10/10/dix-associations-professionnelles-du-secteur-de-lelectricite-signent-un-appel-commun-pour-assurer-la-securite-dapprovisionnement-en-europe/. 

Allemagne-Energies (2018b) Le gouvernement allemand crée une commission devant émettre des propositions pour la sortie progressive de la production d’électricité à base de charbon et de lignite. En ligne : https://allemagne-energies.com/2018/06/12/le-gouvernement-allemand-cree-une-commission-devant-emettre-des-propositions-pour-la-sortie-progressive-de-la-production-delectricite-a-base-de-charbon-et-de-lignite/. 

Allemagne-Energies (2018c) Pour les hivers 2018-2019 et 2019-2020, l´agence fédérale des réseaux évalue à 6,6 GW la capacité de réserve des centrales thermiques à flamme. En ligne : https://allemagne-energies.com/2018/05/17/pour-les-hivers-2018-2019-et-2019-2020-lagence-federale-des-reseaux-evalue-a-66-gw-la-capacite-de-reserve-des-centrales-thermiques-a-flamme/. 

Allemagne-Energies (2019) Le paysage énergétique allemand en 2018. En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/01/07/le-paysage-energetique-allemand-en-2018/. 

BDEW (2019) Abschluss der Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung. Kommission schafft Planungssicherheit für Energiewirtschaft. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft. En ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/kommission-schafft-planungssicherheit-fuer-energiewirtschaft/. 

BMWi (2019) Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung ». Abschlussbericht. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. En ligne : https://www.kommission-wsb.de/WSB/Redaktion/DE/Downloads/abschlussbericht-kommission-wachstum-strukturwandel-und-beschaeftigung.pdf?__blob=publicationFile&v=4. 

GRT (2019) Leistungsbilanzbericht. Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2017-2021. Gestionnaires de réseau de transport allemand. En ligne : https://www.netztransparenz.de/Weitere-Veroeffentlichungen/Leistungsbilanzbericht. 

MTES (2019) Synthèse : Stratégie française pour l´énergie et le climat. Programmation pluriannuelle de l´énergie 2019-2023 et 2024-2028. Ministère de la Transition écologique et solidaire. En ligne : https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/sites/default/files/Synth%C3%A8se%20finale%20Projet%20de%20PPE.pdf. 

OFATE (2019) Mémo sur la publication du rapport final de la Commission allemande pour la croissance, le changement structurel et l’emploi, dite « commission charbon ». 1er février 2019. Office franco-allemand pour la transition énergétique (OFATE). En ligne : https://energie-fr-de.eu/fr/societe-environnement-economie/actualites/lecteur/memo-la-publication-du-rapport-final-de-la-commission-allemande-pour-la-croissance-le-changement-structurel-et-lemploi.html.

Dix associations professionnelles du secteur de l’électricité signent un appel commun pour assurer la sécurité d´approvisionnement en Europe

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L´appel commun a été signé le 9 octobre 2018 à Berlin lors de la conférence  » La capacité garantie en Europe », organisée par la fédération allemande des entreprises de l’énergie BDEW (European Energy Industry Associations 2018). Pour la France, l’appel a été signé par l ’Union Française de l’Électricité (UFE).

Selon BDEW (BDEW 10/08/2018), la conférence des associations professionnelles européennes du secteur de l’électricité a confirmé que sur la prochaine décennie l’Allemagne ne doit pas compter exclusivement sur les possibilités de secours inter-frontaliers pour assurer la sécurité d´approvisionnement lors des épisodes de faible production d´éolien et de photovoltaïque.

La réduction de la production à base de charbon doit être accompagnée de la mise à disposition de moyens capables de suppléer aux carences des énergies renouvelables intermittentes.

Les associations professionnelles du secteur de l’électricité constatent une même tendance dans de nombreux pays européens à réduire les capacités des centrales thermiques concomitamment au développement massif des énergies renouvelables intermittentes.

Les conditions du marché d´électricité  n´offrent pas actuellement de sécurité aux investisseurs pour encourager le remplacement des centrales à charbon par des centrales moins émettrices ou des accumulateurs d’énergie. Si les gouvernements n’apportent pas de corrections, la solidarité actuelle entre les pays pour se secourir en situation de pointe extrême serait en péril d’ici quelques années.

Sur le même sujet voir aussi ici

Bibliographie

BDEW (10/08/2018) Gemeinsamer Appell von zehn Verbänden der europäischen Energiewirtschaft.  En ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/gemeinsamer-appell-von-zehn-verbaenden-der-europaeischen-energiewirtschaft/.

European Energy Industry Associations (2018) Achieve climate targets in Europe Ensure security of supply. Joint appeal from energy industry and industry associations to secure the electricity supply in Europe. En ligne : https://www.energie-nederland.nl/app/uploads/2018/10/scan-signed-appeal-181010.pdf.

 

 

 

 

Érosion des moyens de production pilotables dans l´Union Européenne

La fédération allemande des entreprises de l’énergie BDEW a publié en août 2018 une analyse sur l´évolution des moyens de production pilotables en Europe. Le motif de l´étude était l´incertitude du développement du parc thermique en Allemagne (sortie du nucléaire et du charbon) et la circonstance que l´Allemagne pourrait ne plus être en mesure d’assurer la sécurité de l´approvisionnement en électricité sans apport des pays frontaliers.

L´étude attire l´attention sur le fait qu’on observe  dans les autres pays européens la même tendance à réduire les capacités des centrales thermiques concomitamment au développement des énergies renouvelables intermittentes. La réduction des moyens de production pilotables et la montée en puissance simultanée des énergies fatales amoindrissent les possibilités de secours inter-frontaliers lors des situations de pointe en cas de vagues de froid, remettant ainsi en question la garantie de la sécurité d’approvisionnement en Allemagne.

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Figure 1 : Analyse de la fédération des entreprises de l’énergie BDEW sur les moyens de production pilotables à l´étranger susceptibles de garantir l´approvisionnement en Allemagne

Jusqu’à présent le gouvernement allemand présupposait qu´en cas de besoin – après la sortie du nucléaire et la réduction des capacités des centrales à charbon – la capacité des moyens pilotables dans les pays voisins serait suffisante pour assurer la sécurité de l’approvisionnement en Allemagne grâce aux interconnexions européennes. Une erreur de jugement selon une analyse de la fédération des entreprises de l’énergie BDEW publiée en août 2018 /1/.

L´analyse du BDEW a détecté une erreur de calcul dans les documents de stratégie du gouvernement allemand. Dans son livre vert de 2014, le Ministère Fédéral de l´Economie et de l´Energie (BMWi) part de l´hypothèse que des surcapacités de l´ordre de 60 GW de moyens pilotables seraient disponibles sur le marché de l´électricité en Europe.

Ce chiffre de 60 GW ne serait pas correct selon l´analyse du BDEW. Le ministère aurait « mal interprété » le « Mid-Term Adequacy Forecast » (MAF) /2/ du Réseau Européen des Gestionnaires de Réseau de Transport d’Electricité (en abrégé REGRT-E ; en anglais European Network of Transmission System Operators for Electricity, ENTSO-E),  association représentant les gestionnaires de réseau de transport d’électricité (GRT) à travers l’Europe.

En réalité les surcapacités de moyens pilotables en Allemagne et dans les pays limitrophes sont déjà plus basses d´un facteur 3 à 4 (15 à 23 GW).

En 2016 ENTSO-E a changé la méthodologie du rapport MAF. Les nouveaux rapports ne publient plus d´informations systématiques sur les capacités disponibles en GW mais se fondent sur les pannes d’électricité exprimées en heures („Loss Of Load Expectation“ – LOLE) et les quantités d´électricité non fournie („Energy not Supplied“ – ENS).

LOLE indique le nombre probable annuel d´heures où l´approvisionnement ne serait pas assuré par les capacités nationales ou les importations, tandis que ENS indique la quantité d´électricité en GWh probablement manquante pour assurer la demande d´électricité. Le calcul est effectué sur la base des modèles probabilistes en tenant compte des disponibilités,  de la probabilité de défaillance des unités de production et d´autres options pour maitriser l’équilibre offre-demande. Cependant il n´existe pas une valeur LOLE reconnue pour fixer un niveau de sécurité d´approvisionnement en Europe. Quelques pays considèrent même des valeurs LOLE de 3 à 4 heures comme tolérables.

Selon le rapport MAF, on note pour l´Allemagne, les Pays-Bas, la Tchéquie, la Suisse et l´Autriche pour 2020 et 2025 une valeur LOLE faible  c´est à dire que la demande d’électricité serait assurée à tout moment, à presque 100%. En revanche, pour la France, la Pologne et l´Italie les valeurs LOLE seraient plus élevées dès 2020, et après 2025 pour la Belgique (voir figure 2).

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Figure 2 : LOLE : Loss Of Load Expectation selon ENTSO-E et BDEW

Cette approche décrit bien la sécurité de l’approvisionnement probable dans chaque pays mais ne permet pas une évaluation chiffrée concrète des sur- ou sous-capacités disponibles en moyens pilotables en Europe.

Rapport du Centre commun de recherche (JRC) de la Commission Européenne sur les régions productrices de charbon de l´UE

Le service scientifique interne de la Commission Européenne, le Joint Research Centre (Centre commun de recherche) prévoit d´ici 2025 une réduction de la capacité des centrales à charbon dans l’UE-28 de 150 GW actuellement à 105 GW /3/. A l´horizon 2030, une nouvelle baisse de capacité à 55 GW est attendue. Cela correspond à une réduction de 63% par rapport à la situation actuelle.

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Figure 3 : Rapport du Centre commun de recherche (JRC) de la Commission Européenne sur les régions productrices de charbon de l´UE

Cela signifie que, outre la réduction de la part du nucléaire en Europe, manqueront prochainement aussi des capacités de centrales thermiques à flamme. L´arrêt de centrales à charbon est certainement bénéfique pour la réduction des émissions de CO2 mais en absence de solutions de stockage massif d´énergie, les moyens pilotables adéquats sont indispensables pour suppléer aux carences des énergies renouvelables intermittentes lors des épisodes prolongés de production éolienne et solaire quasi nulle, combinée à une demande d´électricité accrue de fin d´automne ou en hiver.

Les possibilités de secours inter-frontaliers en situation de pointe deviennent de plus en plus fragiles

Selon BDEW, cette tendance des pays européens à réduire les capacités des centrales à charbon et les capacités nucléaires et à développer simultanément les énergies renouvelables rend les possibilités de secours inter-frontaliers en situation de pointe de plus en plus fragiles. L´idée d´assurer la sécurité d´approvisionnement à l´aide d´ importation d´électricité produite sur la base d’énergies renouvelables n´est pas viable considérant la similitude des conditions de vent et d’ensoleillement en Europe occidentale. Pour améliorer le potentiel de foisonnement des productions d´énergies renouvelables, il faudrait en plus un super-réseau international de lignes à haute tension, très éloigné de la réalité en Europe.

Selon cette analyse, l´Allemagne devrait  d´abord assurer son propre équilibre offre-demande car il n’y a aucune certitude que l´on puisse compter sur ses voisins pour passer les pointes pendant les vagues de froid rigoureux, si on considère que lors des moments de pointe en Allemagne les pays limitrophes sont également dans une situation proche. Cela limiterait de façon significative la marge de manœuvre pour réduire davantage la capacité des moyens pilotables en Allemagne.

Selon le BDEW l´Allemagne dispose actuellement encore d´une capacité de centrales thermiques d´environ 90 GW dont environ la moitié à base de charbon et lignite /4/. En raison de l´arrêt déjà prévu ou annoncé des centrales, dont les 9,5 GW du nucléaire restant, la capacité totale des centrales thermiques pourrait diminuer à environ 75 GW d´ici 2023 pour une pointe à 82 GW début des années 2020 selon l´agence fédérale de réseau.

Une commission créée par le gouvernement en juin 2018 doit proposer d’ici la fin de l´année une date de sortie définitive de la production d’électricité à base de charbon et de lignite /5/.

En 2015 « douze voisins électriques », dont la France et l´Allemagne ont signé une déclaration /6/ entérinant des engagements à mieux coordonner les politiques nationales de l’énergie, notamment en matière de sécurité de l’approvisionnement.

C´est un premier pas, mais la mutualisation des moyens de secours entre plusieurs pays suppose une politique commune et des règles strictes sur le dimensionnement des moyens pilotables.

Références

/1/ BDEW, communiqué de presse du 22.08.2018:  « Kraftwerks-Kapazitäten in der Europäischen Union schmelzen dahin », https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/kraftwerks-kapazitaeten-der-europaeischen-union-schmelzen-dahin/

/2/ ENTSO-E : Mid-Term Adequacy Forecast, 2017 Edition, https://docstore.entsoe.eu/Documents/SDC%20documents/MAF/20170918_MAF_2017_FOR_CONSULTATION.pdf

/3/ Alves Dias, P. et al., « EU coal regions: opportunities and challenges ahead », EUR 29292 EN, Publications Office of the European Union, Luxembourg, 2018, ISBN 978-92-79-89884-6, doi:10.2760/064809, JRC112593, https://ec.europa.eu/jrc/en/publication/eur-scientific-and-technical-research-reports/eu-coal-regions-opportunities-and-challenges-ahead

/4/ La capacité de production en pointe du parc allemand pourrait ne plus garantir la sécurité d’approvisionnement à partir de 2020 lors d’un hiver rigoureux (mise à jour du 24 avril 2018)

/5/  https://allemagne-energies.com/2018/06/12/le-gouvernement-allemand-cree-une-commission-devant-emettre-des-propositions-pour-la-sortie-progressive-de-la-production-delectricite-a-base-de-charbon-et-de-lignite/

/6/ PENTALATERAL ENERGY FORUM : Second Political Declaration of the Pentalateral Energy Forum of 8 June 2015, https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/P-R/pentalateral-energy-forum-second-political-declaration.pdf?__blob=publicationFile&v=1

Amélioration des effets du foisonnement par la production cumulée éolien et solaire

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.

 Les météorologues ont étudié à quelle fréquence au cours des derniers 20 ans la production moyenne en Allemagne et en Europe des énergies renouvelables intermittentes a été inférieure à 10% de la capacité installée pendant 48 heures. Selon le DWD, l´effet de foisonnement augmente au fur et à mesure que la zone géographique s’agrandit.

Mais les énergies renouvelables intermittentes, à elles seules, ne seront sans doute pas en mesures d´ assurer la sécurité d´approvisionnement en électricité malgré l´amélioration des effets de foisonnement grâce aux interconnexions européennes accrues. Il faut toujours une technologie complémentaire, soit des centrales conventionnelles en backup soit des accumulateurs d’énergie.

La production cumulée d´éolien terrestre + offshore + photovoltaïque, combinée avec une interconnexion européenne accrue, pourrait réduire considérablement les risques des épisodes de faible production de ces énergies renouvelables intermittentes. C´est la conclusion essentielle d´une étude du service météorologique allemand DWD (Deutscher Wetterdienst) publiée en mars 2018 /1/ pour répondre au défi des énergies renouvelables intermittentes en étudiant leur variabilité journalière et saisonnière sur la base d´ informations météorologiques détaillées.

Analyse détaillée des conditions météorologiques en haute résolution de 6 km  

L´examen de l´intermittence de la production éolien + solaire nécessite des données spatiales et temporelles détaillées des conditions météorologiques sur une longue période.

DWD a utilisé des approches différentes/1/.  Pour la saisie du rayonnement solaire en Europe avec une résolution spatiale de 6 km les données du satellite européen de météorologie EUMETSAT ont été analysées. Compte tenu du fait que les données de plusieurs décennies sont maintenant disponibles, on dispose même  d´analyses statistiquement fiables des phénomènes extrêmes.

Le gisement éolien est essentiellement caractérisé par la vitesse et la direction du vent (voir aussi /2/) ce qui nécessite la collecte des conditions de vent au niveau du moyeu d´une éolienne moderne, à savoir à environ 120 m. Compte tenu du fait que ni les satellites ni les stations au sol, mesurant la vitesse de vent à la hauteur de 10 m, ne peuvent fournir des informations précises, DWD a utilisé un modèle appelé ré-analyses régionales (COSMO-REA6).

DWD obtient avec cette ré-analyse une résolution spatiale de 6 x 6 km.  Cela permet une estimation assez précise de la variation de production des éoliennes suite aux aléas météorologiques.

Le potentiel des énergies renouvelables ne dépend pas seulement de la vitesse du vent ou du rayonnement solaire mais aussi de la technologie adoptée. Les études de DWD reposent sur l’hypothèse d´une éolienne moderne de 7,5 MW (hauteur du moyeu 116 m) et d´un module photovoltaïque en silicium sur un toit incliné orienté vers le sud.

L´éolien offshore en mer du Nord et mer Baltique stabilise la production d´énergies renouvelables en Allemagne

La figure 1 montre les conditions de production moyenne depuis de nombreuses années en Allemagne.

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Figure 1 : Facteur de charge moyen pour éolien et solaire en Allemagne (valeur moyenne 1995 à 2015)

Les deux cas montrent des conditions sans surprise. Concernant l´éolien (graphique de gauche) les vitesses moyennes du vent au bord de la mer ou dans les massifs  conduisent à des facteurs de charge plus élevés. En d’autres termes, l´éolien offshore contribue d´un point de vue météorologique à la sécurité d´approvisionnement en électricité. Concernant le photovoltaïque (graphique de droite), les facteurs de charge les plus élevés se trouvent dans le sud de l´Allemagne.

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Figure 2 : Evolution moyenne annuelle des facteurs de charge éolien et solaire en Allemagne

La figure 2 montre l´évolution moyenne annuelle des facteurs de charge éolien et solaire en Allemagne. Pour les deux on observe une courbe annuelle avec un maximum en été pour le photovoltaïque et un maximum en hiver pour l´éolien. Les deux groupés montrent une compensation significative – matérialisée sur le graphique par  ligne et points noirs.  L´utilisation combinée « éolien + photovoltaïque » conduit à un facteur de charge relativement homogène.

Bien entendu, il s´agit d´un facteur de charge lissé sur une moyenne annuelle qui ne donne aucune indication sur la puissance disponible instantanément. C’est en effet l´instant qui compte pour sécuriser l´approvisionnement en électricité et non pas la production lissée sur une période donnée.

Les données de DWD permettent aussi une vue sur l´Europe. La figure 3 montre les conditions moyennes pour éolien – solaire en Europe.

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Figure 3 : Facteur de charge moyen pour éolien et solaire en Europe (valeur moyenne 1995 à 2015)

Compte tenu du rôle mineur du solaire dans les états nordiques, cette région n’entre pas en considération. Comme pour l´Allemagne, les résultats en Europe sont conformes aux attentes. Les régions d’intérêt majeur pour l’éolien se trouvent en Europe du nord et celles du solaire en Europe de sud.

Bien qu´en moyenne éolien et solaire se complètent bien, il y des situations où la production de ces deux  formes d’énergies renouvelables peut baisser simultanément. La question se pose de la fréquence des épisodes prolongés de faible production d´éolien et de solaire. DWD a analysé à titre d´exemple des épisodes de 48 h.

La combinaison d´éolien terrestre et offshore avec le photovoltaïque semble utile

La figure 4 montre le nombre annuel d´épisodes de faible production éolienne et solaire d´une durée de 48 heures. DWD a dépouillé les épisodes avec un facteur de charge inférieur à 0,1, correspondant à une production moyenne inférieure à 10% de la capacité installée dans la région considérée.

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Figure 4 : L´interconnexion européenne minimise les défaillances de la production d´énergies renouvelables

Le seuil de 10% a été choisi de façon représentative. Le résultat est reproductible avec des périodes et/ ou des seuils différents.

La barre verticale à gauche dans la figure 4 montre les conditions pour les éoliennes terrestres en Allemagne. On peut observer 23 épisodes annuels avec un facteur de charge inférieur à 10% pendant plus de 48 heures. En ajoutant les éoliennes offshores on compte encore 13 épisodes par an. La combinaison « éolien + photovoltaïque » conduit à 2 épisodes par an sous l´hypothèse que les deux technologies contribuent à parts égales. Cela correspond chaque année à 4 jours où le facteur de charge de la production éolien + photovoltaïque est inférieur à 10%.

A titre de comparaison, l´association VGB PowerTech a publié une étude sur la performance des éoliennes en Allemagne /3/. Le résultat des études sur la fréquence des épisodes de production éolienne quasi nulle montre entre 2010 et 2016 environ 160 épisodes de 5 jours avec une production inférieure à 5 GW et pour chaque année un épisode de 10 à 14 jours de vents faibles.

En prenant en compte l´interconnexion européenne (barre à droite sur la figure 4), le cas de référence apparaissait du point de vue statistique 0,2 fois par an. Cela correspond statistiquement toujours à 10 heures de faible production d´éolien et de solaire en Europe par an.

Conclusion 

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

Pour réaliser le potentiel de foisonnement des productions d´énergies renouvelables il faudrait en plus un super-réseau international de lignes à haute tension. Mais cela demeure encore très éloigné de la réalité en Europe.

Le Conseil européen d’octobre 2014 a appelé tous les États membres à atteindre une interconnexion d’au moins 10 % de leur capacité installée de production d’électricité d’ici à 2020 /4/. L’UE étudie la possibilité de faire passer l’objectif à 15 % d’ici à 2030 car « .. parvenir juste au minimum de 10 % risque de ne pas être suffisant selon la situation géographique d’un pays et la composition de son bouquet énergétique, par exemple la part que représentent les énergies renouvelables ».

Le potentiel théorique de foisonnement calculé par les experts de DWD dans des conditions optimales est donc dans les limbes car il faut encore tenir compte du délai de développement du réseau international et de l´ancienneté des équipements d´énergies renouvelables en service.

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.

Références

/1/ DWD (2018), Deutscher Wetterdienst, Pressemitteilung zur Klima-Pressekonferenz 2018 des DWD, Mars 2018, « Wetterbedingte Risiken der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien durch kombinierten Einsatz von Windkraft und Photovoltaik reduzieren » https://www.dwd.de/DE/presse/pressekonferenzen/DE/2018/PK_06_03_2018/pressemitteilung_20180306.pdf?__blob=publicationFile&v=4

/2/ OFATE (2017), Mesures et expertises de vent pour l´évaluation des sites d´éoliennes terrestres : méthodes et analyse, Note de synthèse, Aout 2017, https://energie-fr-de.eu/fr/energie-eolienne/actualites/lecteur/note-de-synthese-sur-les-mesures-et-expertises-de-vent-pour-levaluation-de-sites-deoliennes-terrestres.html

/3/ VGB PowerTech (2017), « VGB-Studie: Windenergie in Deutschland und Europa », Juin 2017 https://www.vgb.org/studie_windenergie_deutschland_europa_teil1.html

/4/ Commission européenne (2015), Fiche d’information : « Connecter les marchés de l’électricité pour assurer la sécurité d’approvisionnement, l’intégration du marché et la généralisation des énergies renouvelables », Février 2015, http://europa.eu/rapid/press-release_MEMO-15-4486_fr.htm