Énergie éolienne en Allemagne

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Le secteur de l'énergie éolienne en Allemagne a pris une grande importance : en 2015, l'Allemagne se place au 1er rang européen pour la production d'électricité éolienne : 88 TWh, soit 29 % du total de l'Union européenne, et pour la puissance installée : 31,7 % ; au niveau mondial, l'Allemagne se place au 3e rang avec 10,9 % de la puissance totale, derrière la Chine et les États-Unis.

L'éolien a fourni 10,1 % de la production d'électricité du pays en 2014 (5e rang européen). Pour la puissance installée par habitant, l'Allemagne se situe au 3e rang européen derrière le Danemark et la Suède.

L'Allemagne compte trois fabricants d'éoliennes parmi les onze premiers au classement mondial 2015 : Siemens, Enercon et Nordex.

Production éolienne[modifier]

La production d'électricité éolienne de l'Allemagne a atteint 88 TWh en 2015 (79,3 TWh sur terre et 8,7 TWh en mer), soit 13,5 % de la production brute totale d'électricité du pays, contre 57,3 TWh en 2014 (55,9 TWh sur terre et 1,4 TWh en mer) ; ces données sont provisoires et l'accroissement de 42 % de la production terrestre peut a priori sembler étonnant, car la puissance installée n'a progressé que de 15,4 %.

L'Allemagne est le 1er producteur d’électricité éolienne d'Europe : 87,97 TWh en 2015, soit 29 % de la production totale de l'Union européenne, devant l'Espagne : 48,38 TWh et le Royaume-Uni : 38,01 TWh.

La part de l’Allemagne dans la production totale européenne en 2014 était de 22,7 %.

En 2013, l'Allemagne était encore au 2e rang européen : 53,4 TWh (22,8 % du total de l'Union européenne), derrière l'Espagne.

Production d'électricité éolienne en Allemagne
TWh 1990 2000 2005 2010 2011 2012 2013 2014 2015*
Éolien terrestre 0,07 9,5 27,2 37,8 48,9 50,7 50,8 55,9 79,3
Éolien en mer 0,9 1,4 8,7
Total éolien 0,07 9,5 27,2 37,8 48,9 50,7 51,7 57,3 88,0
Variations annuelles -2 % +29 % +4 % +2 % +11 % +54 %
Part prod.élec.** ε 1,6 4,4 % 6,0 % 8,0 % 8,0 % 8,1 % 9,1 % 13,5 %
* 2015: provisoire ; ** Part prod.élec. : part de l'éolien dans la production totale d'électricité ; source : BDEW

On remarque que, malgré la progression constante de la puissance installée, la production fluctue assez fortement d'une année à l'autre en fonction des conditions de vent.

La part de l'éolien dans la production d'électricité du pays atteignait 10,1 % en Allemagne en 2014, au 5e rang européen, contre 42,8 % au Danemark, 24,1 % au Portugal, 20,8 % en Irlande, 19,1 % en Espagne et 3,1 % en France.

Le graphique ci-contre montre l'évolution de la puissance installée et de la production du parc éolien allemand de 1990 à 2011 : on note la croissance très vive des années 1990, et son ralentissement très net à partir de 2003 (attention : l'échelle logarithmique accentue la perception du ralentissement) ; le développement de l'offshore pourrait redonner un peu de dynamisme à ce développement au cours des prochaines années.

Puissance installée éolienne[modifier]

Le parc éolien de l’Allemagne est, avec 44 947 MW de puissance installée fin 2015, le 1er d'Europe avec 31,7 % du parc éolien de l'Union européenne et le 3e au monde (10,4 % du parc éolien mondial) derrière ceux de la Chine (145 104 MW) et des États-Unis (74 471 MW). Les installations au cours de l'année 2015 ont totalisé 6 013 MW, accroissant le parc de 15,4 % contre +10,3 % pour l'Europe et +17 % pour le Monde ; ces installations de 2015 ont représenté 43,6 % du marché européen et 9,5 % du marché mondial. L'année 2015 a été marquée par une très forte progression du parc éolien en mer allemand : +2 282 MW, soit +125 %, portant la puissance installée en mer à 3 295 MW ; de ce fait, l'Allemagne est passée du 3e au 2e rang mondial, derrière le Royaume-Uni (5 061 MW), dépassant le Danemark (1 271 MW).

Puissance installée éolienne en Allemagne
MW 1990 2000 2006 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Puissance 48 5898 20472 28741 28755 31195 34250 39128 44947
sources : 1990-2012 : BDEW ; 2013-2015 : GWEC

L'Allemagne se classe au 3e rang européen pour la puissance installée éolienne par habitant en 2015 : 554 W/hab., derrière le Danemark (886 W/hab.) et la Suède ; la moyenne de l'union européenne se situe à 279 W/hab..

Selon EurObserv'ER, qui prend en compte les éoliennes terminées mais non encore raccordées au réseau, la puissance installée fin 2014 atteignait 40 456 MW, grâce à 6 187 MW de nouvelles installations, moins 391 MW de mises hors service d'éoliennes anciennes. Cette forte montée en puissance s'explique par la volonté des développeurs d'installer le maximum d'éoliennes avant la mise en place de la réforme de la loi sur les énergies renouvelables, effective au 1er août 2014. La puissance installée en mer passe de 903 MW à 2 340 MW, donnant à l'Allemagne le 2e rang européen loin derrière le Royaume-Uni (4 420 MW) mais devant le Danemark 1 271 MW, qui était 2e en 2013.

Dans l'éolien terrestre, un record de 4,75 GW ont été installés en 2014 (58 % de plus qu'en 2013), portant la puissance totale du parc éolien terrestre allemand à 38,1 GW. Le repowering représente désormais le quart du marché annuel : 1,14 GW de nouvelles éoliennes ont remplacé 364 MW de parcs devenus obsolètes, triplant la puissance installée sur une même surface. La forte croissance de l’éolien terrestre s’explique par le fait que les Länder du sud du pays se sont donné des objectifs éoliens ambitieux après Fukushima, ainsi que par une course au guichet provoquée par l’adoption de la nouvelle loi énergie renouvelable en milieu d’année 2014, un peu moins généreuse avec la filière que la loi précédente. L’association professionnelle de l’éolien (BWE) prévoit malgré cela un marché 2015 entre 3,5 et 4 GW avant un léger recul en 2016. Dans l'éolien en mer, 142 éoliennes de 529 MW de puissance totale ont été raccordées au réseau, portant à 1 049 MW la puissance du parc offshore relié au réseau. L’objectif 2020 est de 6,5 GW en mer. L’association des industriels du secteur, VDMA Power Systems, estime que 2 GW offshore supplémentaires seront raccordés fin 2015. En comptant les éoliennes en construction, la filière a réalisé la moitié de l'objectif avec un total de 3 275 MW représentant un investissement d’environ 10 milliards d’euros, soit 3 050 € par kW. L’éolien offshore emploie 19 000 personnes en Allemagne.

En 2013, l'Allemagne était encore au 2e rang européen derrière l'Espagne pour la production, mais au 1er rang européen pour la puissance installée avec 29,4 % du total européen : 34 633 MW de puissance installée à la fin de 2013, dont 903 MW en mer (3e rang européen) ; elle se situait au 6e rang européen pour la puissance installée par habitant : 430 W/hab ; 3 466 MW ont été installés au cours de l'année 2013, soit 30,8 % du marché européen (2 998 MW à terre et 468 MW en mer), ce qui fait de 2013 l'année la plus faste de l'histoire éolienne allemande, le précédent record étant de 3 247 MW en 2002 ; cette ruée vers l'éolien s'explique par le souhait des développeurs de profiter des meilleurs conditions d'achat de l'électricité éolienne avant la réforme annoncée de la loi pour les énergies renouvelables (EEG), préparée par le nouveau gouvernement ; cette réforme visera une meilleure maîtrise du coût de la facture électrique grâce à la définition de fourchettes de réalisations par filière à ne pas dépasser ; les objectifs pour l'offshore seront réduits, et pour l'éolien terrestre les conditions d'installation seront rendues plus sévères de façon à privilégier les sites offrant les meilleurs rendements.

Facteur de charge[modifier]

Le rapport entre la production annuelle et la puissance installée donne la durée moyenne annuelle d'utilisation de la puissance installée ; en divisant cette durée par le nombre d'heures de l'année, on obtient le Facteur de charge. Les régions septentrionales, surtout les régions côtières et a fortiori les parcs éoliens en mer, ont des conditions de vent bien meilleures que celles du sud :

Facteur de charge des éoliennes en Allemagne en 2014
Région Production 2014
GWh
Durée moy. d'utilis.*
heures/an
Facteur de charge
%
Éolien en Mer du Nord 1249 3416 39,0 %
Éolien en Mer Baltique 200 4149 47,4 %
Total éolien terrestre 57358 1590 18,2 %
Schleswig-Holstein 7982 1934 22,1 %
Mecklembourg-Poméranie-Occidentale 4282 1720 19,6 %
Saxe-Anhalt 6166 1487 17,0 %
Basse-Saxe 12763 1653 18,9 %
Brandebourg 7867 1519 17,3 %
Rhénanie-du-Nord-Westphalie 5467 1539 17,6 %
Rhénanie-Palatinat 3518 1434 16,4 %
Thuringe 1621 1398 16,0 %
Hesse 1429 1483 16,9 %
Bavière 1823 1496 17,1 %
Bade-Wurtemberg 664 1171 13,4 %
* durée moyenne annuelle d'utilisation de la puissance installée
source : BDEW

Politique énergétique[modifier]

Le système de soutien principal à l'éolien en Allemagne est celui des tarifs d'achat réglementés (en anglais : feed-in tariff, c'est-à-dire tarif d'injection [au réseau]) ; c'est le plus utilisé en Europe, à la suite de la mise en place de la Directive 2001/77/EC : les fournisseurs d'électricité ont l'obligation légale d'acheter toute la production des installations de production d'électricité à partir d'énergie renouvelable, pendant 10 à 20 ans, à des tarifs fixés par l'administration ; le surcoût de ces tarifs par rapport aux prix du marché de gros est remboursé aux fournisseurs au moyen d'une surtaxe sur les factures d'électricité des consommateurs.

La subvention moyenne via le tarif d'achat réglementé était en Allemagne en 2014 de 9,12 c€/kWh pour les éoliennes terrestres et 18,44 c€/kWh pour l'offshore ; il est répercuté sur les consommateurs d'électricité par le biais d'une taxe équivalant à la CSPE française, appelée EEG-Umlage qui atteignait 6,24 c€/kWh en 2014 (+0,25 c€/kWh de taxe pour l'offshore) sur un prix moyen de l'électricité pour un ménage-type allemand de 29,14 c€/kWh.

Conformément aux nouvelles orientations de la Commission européenne, l'Allemagne a mis en place une réforme de la loi sur les énergies renouvelables, effective au 1er août 2014, qui supprime le tarif d'achat garanti pour les installations de plus de 500 kW et généralise le système de vente directe plus prime de marché, optionnel depuis 2012 ; elle limite de plus les installations annuelles terrestres dans une fourchette de 2400 à 2 600 MW et revoit en baisse les objectifs pour l'offshore à 6 500 MW en 2020 et 15 000 MW en 2030. La vente directe sur le marché a pour but d'inciter les producteurs éoliens à s'intégrer au marché de l'électricité, en particulier en participant à l'ajustement de l'offre à la demande. La nouvelle loi prévoit aussi le lancement d'appels d'offres à partir de 2017 au plus tard, en partie ouverts aux autres pays européens. Le seuil de l'obligation de commercialisation sur le marché a été abaissé à 100 kW à partir du 1er janvier 2016 et une nouvelle règle a été fixée pour éviter que l'impact des énergies renouvelables sur le marché aboutisse à des prix négatifs : la valeur attribuée à l'électricité des éoliennes de 3 MW ou plus sera ramenée à zéro lorsque les prix du marché seront négatifs pendant six heures consécutives ; aucune prime de marché ne leur sera payée pendant ces heures.

L’étude sur les coûts menée par le BWE (Association allemande de l’énergie éolienne) et le VDMA (Fédération allemande de la construction mécanique et de l’ingénierie), publiée fin 2015, a montré que les coûts de production de l’éolien terrestre ont fortement diminué : pour une durée de fonctionnement de 20 ans, ils sont pour les années 2016/2017 inférieurs de 12 % en moyenne à ceux mesurés pour les années 2012/2013, soit un coût compris selon les sites entre 5,3 et 9,6 c€/kWh. Cette baisse s’explique par la mise sur le marché de nouvelles machines beaucoup plus performantes, par une baisse des coûts d’installation et par la baisse des taux d’intérêt. À partir de 2017, un nouveau changement de cap réglementaire sera mis en place. Le gouvernement allemand a en effet prévu de passer du système actuel de complément de rémunération dans le cadre de la vente directe obligatoire de l’électricité à un système d’appels d’offres. L’objet de l’appel d’offres est d’encadrer davantage le développement des énergies renouvelables, tout en permettant de faire émerger les projets les moins coûteux. Ce sera la valeur de référence (qui permet de calculer le montant de la prime de marché), qui fera l’objet de l’appel d’offres ; aucun autre critère de sélection ne sera pris en compte.

Une nouvelle réforme de la loi sur les énergies renouvelables a été adoptée par le Conseil des ministres le 8 juin 2016 : selon la formule du ministre de l'économie Sigmar Gabriel, « ce ne sera plus le Bundestag qui fixera les prix sur les énergies renouvelables mais le marché à travers des appels d'offres » ; l'objectif de 45 % d'électricité d'origine renouvelable en 2025 est maintenu ; les appels d'offres porteront en moyenne sur 730 MW par an pour l'éolien en mer, afin de parvenir à 15 000 MW en 2030 et sur 2 800 MW par an (contre 4 750 MW en 2014) à partir de 2019 pour l'éolien terrestre, soit environ 1 000 éoliennes par an. Certaines régions du nord de l'Allemagne vont par ailleurs être limitées dans leur capacité à émettre des appels d'offres, afin de réduire le surplus de production d'électricité dans ces régions alors qu'elles ne disposent pas du réseau pour en assurer le transport.

Filière éolienne allemande[modifier]

L'Allemagne compte trois entreprises parmi les onze premières du classement mondial 2015 des fabricants d'éoliennes :

  • Siemens est no 4 avec 3 100 MW fournis en 2015 ;
  • Enercon est no 6 avec 3 000 MW ;
  • Nordex est no 11 avec 1 700 MW.

le no 1 Goldwind est chinois, le no 2 Vestas danois et le no 3 GE Wind américain ; le no 5 Gamesa est espagnol, et le top 10 compte 5 chinois.

Sur le marché de l'éolien offshore, le numéro un mondial Siemens Wind Power dispose de 80 % du marché. Depuis 2013 une vague de consolidation affecte ce secteur: rapprochement en 2013 de Vestas et de Mitsubishi, puis en 2014 création d’Adwen, filiale commune d'Areva et de Gamesa. En 2015, le français Alstom, qui développe l’éolienne offshore Haliade 150, est passé dans le giron de l’Américain General Electric. Dans l'éolien terrestre, l’allemand Nordex et l’espagnol Acciona ont annoncé en octobre 2015 leur intention de fusionner leurs forces pour entrer dans le top 5 mondial. Les dirigeants de Gamesa ont annoncé le 29 janvier 2016 qu’ils étaient entrés en discussion avec Siemens en vue d’un rapprochement de leur activité éolienne, créant le poids lourd du secteur mondial avec environ 15 % de part de marché devant General Electric (11 %) et Vestas (10 %).

Répartition géographique et problèmes de réseaux[modifier]

Les éoliennes sont concentrées dans le nord du pays : en 2014, le Land de Basse-Saxe (NI) produisait à lui seul, grâce à ses 5364 éoliennes, 12,76 TWh, soit 22,3 % du total national ; avec le Brandebourg (BB - 3275 éoliennes, 7,87 TWh), le Schleswig-Holstein (SH - 2951 éoliennes, 7,98 TWh) et la Saxe-Anhalt (ST - 2563 éoliennes, 6,17 TWh), 4 Länder (sur 16) assuraient 60,6 % de la production ; les conditions de vent sont en effet meilleures dans le nord : les performances des éoliennes y sont nettement supérieures ; l'offshore totalisait 241 éoliennes (993 MW, 1 449 GWh).

Le développement récent de l'éolien offshore nécessite la construction de réseaux pour évacuer l'électricité produite vers la terre ferme puis vers les centres de consommation. Ainsi, Alstom a remporté en février 2013 un contrat d'un milliard d'euros avec l'opérateur de réseaux haute tension TenneT, pour relier d'ici 2017 cinq parcs éoliens de mer du Nord, soit 200 éoliennes, au bassin industriel de Basse-Saxe, au moyen d'une ligne à courant continu de 162 km d'une capacité de 900 MW ; avec ce projet Dolwin3, la capacité d'alimentation de TenneT à partir des parcs éoliens de mer du Nord atteindra 6 000 MW.

Le rapport de la Cour des comptes française sur la mise en œuvre par la France du Paquet énergie-climat, publié le 16 janvier 2014, fournit un exemple des difficultés posées par l'insuffisance du réseau allemand de très haute tension (THT) pour transporter l'électricité éolienne du nord vers les centres de consommation du sud : cette électricité éolienne en provenance du nord du pays doit emprunter les réseaux polonais et tchèque, exportant ainsi le trop-plein d'énergie intermittente ; en 2011, cette situation a failli entraîner la saturation du réseau électrique tchèque, déclenchant depuis une réelle tension entre les deux pays ; pour éviter le risque d'un « blackout », la République tchèque a averti qu'elle envisageait de pouvoir bloquer tout nouvel afflux d'électricité renouvelable qui ferait courir le risque d'une panne à son réseau ; pour ce faire, l’opérateur du réseau tchèque a décidé la construction d'un transformateur géant près de la frontière, destiné à ne laisser entrer que la quantité de courant que le réseau national peut supporter ; ce transformateur doit entrer en service d'ici 2017 ; la Pologne compte installer des transformateurs déphaseurs à la frontière avec l’Allemagne, pour ne recevoir que l'électricité qui lui est nécessaire ; le gouvernement allemand a nommé un ambassadeur chargé de ce seul dossier, et le parlement allemand a voté en juillet 2011 une loi sur l'accélération du développement des réseaux, censée ramener de dix à quatre ans le délai de mise en place des nouvelles lignes THT Nord-Sud.

Principaux parcs éoliens[modifier]

La base de données The WindPower fournit en février 2016 une liste de 4 162 parcs éoliens allemands totalisant 42 939 MW.

Principaux parcs éoliens en service en Allemagne
Nom du parc Commune Land Nb éol.* MW* Type* Date mise en service Opérateur*
Reußenköge Reußenköge Schleswig-Holstein 68
(5 parcs)
135 REpower 2003-2010 parcs citoyens
Sintfeld Marsberg -Meerhof Rhénanie-du-Nord-Westphalie 65
(4 parcs)
105 20 Vestas
17 Enercon
1995-2004 parcs citoyens
Wybelsumer Polder Emden -Wybelsum
( Frise orientale )
Basse-Saxe 44 74,5 Enercon et
GE Wind Energy )
2001-2010 Stadtwerk de Emden, Enercon , etc
Asseln Lichtenau -Asseln Rhénanie-du-Nord-Westphalie 62 36 Enercon 1997-98 66 % parcs citoyens
Holtriem Holtriem-Westerholt
en Frise orientale
Basse-Saxe 40 52,5 Enercon 1998-2009 parc citoyen
Alpha ventus Mer du Nord 12 60 REpower , Areva 2009-2010 EWE, E.ON ,
Vattenfall
Baltic 1 Mer Baltique 21 48,3 Siemens 2.3|MW 2010-2011 EnBW
BARD Offshore 1 Mer du Nord 80 400 BARD 2009-2013 BARD Holding GmbH
Riffgat Mer du Nord 30 108 Siemens 3.6|MW 2011-2014 EWE
Meerwind Süd/Ost Mer du Nord 80 288 Siemens 3.6|MW 2012-2014 WindMW GmbH
Borkum West II Mer du Nord 40 200 MW 2011-fév.2015 Trianel
DanTysk Mer du Nord 80 288 Siemens 3.6|MW 2014-2015 Vattenfall et Stadtwerke München
Global Tech I Mer du Nord 80 400 MW 2014-2015 Windreich AG + coll.
Nordsee Ost Mer du Nord 48 288 REpower 6|MW 2015 RWE Innogy
Baltic 2 Mer Baltique 80 288 Siemens 3.6|MW sept.2015 EnBW
Butendiek Mer du Nord 80 288 Siemens 3.6|MW août 2015 WPD Nordsee Offshore GmbH
Mer du Nord 80 288 Siemens 3.6|MW février 2016 Amrumbank West GmbH, filiale de E.ON
Borkum Riffgrund 1 Mer du Nord 78 312 Siemens 4.0|MW octobre 2015 DONG Energy
* Nb éol.= nombre d'éoliennes ; MW : Capacité installée (MW) ; Type : constructeur des éoliennes.
parc citoyen (Bürgerwindpark) : créé à l'initiative des habitants de la commune et financé par eux.

Selon le rapport éolien offshore du Deutsche Windguard, l'Allemagne compte 13 parcs offshore en activité fin 2015, pour une puissance cumulée de 3 294,9 MW et le pays a relié au réseau 546 éoliennes offshore en 2015, représentant une puissance cumulée de 2 282,4 MW. Parmi ces éoliennes connectées en 2015, 297 (puissance totale : 1 339,8 MW) avaient été installées durant les années 2013 et 2014, ce qui explique le pic de raccordement mesuré en 2015. Neuf parcs éoliens en mer ont terminé leur raccordement au réseau en 2015 : Amrumbank West I (302 MW), Baltic II (288 MW), Borkum Riffgrund 1 (312 MW), Butendiek (288 MW), DanTysk (288 MW), Global Tech I (400 MW), Meerwind Süd/Ost (288 MW), Nordsee Ost (295 MW) et Trianel Windpark Borkum (200 MW).

En 2014, l’Allemagne a entièrement connecté au réseau les deux parcs de Meerwind Süd/Ost, ainsi qu’une partie des éoliennes des parcs de DanTysk, Global Tech 1 et Nordsee Ost ; elle a également installé, sans les avoir encore raccordées, les éoliennes des parcs de Baltic 2, Borkum Riffgrund I, Butendiek et Trianel Windpark Borkum.

Parcs éoliens offshore en construction dans les eaux territoriales allemandes
Nom du parc Nb éol. MW Type Date construction Opérateur
Borkum West II ({{2e|phase ) 40 200 MW  ? Trianel
Sandbank 72 288 MW 2015-2017 Vattenfall + Stadtwerke München
Parc éolien de Gode 1 et 2 97 582 MW 2015-2016 DONG Energy + fonds de pension
Nordsee One 54 332 MW 2015-2016 Northland Power Inc. + RWE Innogy

Irrégularité de la production[modifier]

Variations saisonnières[modifier]

Le profil temporel des productions éolienne et solaire est très intéressant à étudier :

Le graphique ci-contre met bien en évidence les très fortes variations saisonnières de ces deux énergies, ainsi que leurs importantes variations d'une année à l'autre, surtout pour l'éolien ; on note aussi une certaine complémentarité entre éolien et solaire : l'éolien produit plus en hiver, le solaire au printemps et en été ; la courbe résultant du cumul des productions de deux énergies reste cependant encore très fluctuante, surtout en hiver. La production de décembre 2015 a été trois fois supérieure à celle d'août 2015, et celle de novembre 2015 a été près de trois fois supérieure à celle de novembre 2014.

Variations intra-mensuelles et intra-journalières[modifier]

On retrouve sur les graphiques ci-dessus la très forte variation saisonnière des productions des deux énergies : le photovoltaïque est très faible en février et très important en août, du moins dans la journée et l'extrême variabilité de la production éolienne : très faible en août 2012, sauf 5 ou 6 jours (mais juillet 2013 a été encore plus faible) ; beaucoup plus importante pendant la 2e quinzaine de février, mais presque nulle pendant la 1re quinzaine, marquée par un anticyclone.

Cette variabilité peut atteindre des extrêmes dans les périodes anticycloniques : lors de la canicule de 2003, la capacité des éoliennes est tombée à moins du vingtième (1/20) de sa valeur nominale . Au cours de la canicule de l'été 2003, l'Allemagne a dû importer une quantité d'électricité équivalente à deux tranches nucléaires de l'ordre de 1 000 MW[1].

Influence sur les prix de marché[modifier]

Les énergies renouvelables intermittentes ont des implications croissantes sur le marché de l'électricité dans les pays où elles représentent une part importante de l'offre ; elles produisent de plus en plus fréquemment des prix de marché négatifs. Les causes de ces prix négatifs sont diverses, mais résultent habituellement d'un afflux d'énergie non modulable (éolien, solaire) dans des périodes de demande faible, qui pousse certains opérateurs à accepter des prix négatifs sur une courte période soit parce qu'ils ont des contraintes (centrales peu flexibles à coût de démarrage élevé, obligations contractuelles de fourniture, cogénération), soit parce qu'ils bénéficient de primes de marché (éolien, solaire) qui les incitent à vendre à prix négatifs tant que ceux-ci ne dépassent pas leur prime de marché :

Nombre d'heures à prix négatif
Marché 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Day-ahead 15 71 12 15 56 64 64
Intraday 13 105 35 34 42 79 74

Le marché "day-ahead" est celui où s'échangent des contrats pour livraison le lendemain de l'achat et le marché "intraday" concerne les échanges à très court terme, à l'intérieur de la journée. Les données ci-dessus ont été relevées sur le marché EPEX SPOT, bourse européenne de l'électricité. La baisse observée en 2010 résulte du couplage avec les marchés de la Scandinavie et d'Europe occidentale (France, Benelux, Autriche).

Recherche de solutions à l'irrégularité de la production[modifier]

Le ministère de l'économie et de l'énergie (BMWi - Bundesministerium für Wirtschaft und Energie) est conscient du problème : « les énergies renouvelables permettront désormais, à elles seules, de couvrir les besoins en électricité dans une mesure croissante ou de produire plus que nécessaire. Mais il y aura aussi des périodes au cours desquelles la quantité disponible d'énergies renouvelables sera faible, par exemple, en cas d'absence prolongée de vent en hiver. Dans un premier temps, de telles phases devront être compensées surtout par des centrales électriques classiques flexibles afin d'assurer la sécurité de l'approvisionnement. Il est ensuite envisageable de les compenser au moyen d'accumulateurs de longue durée ». Mais il semble pencher surtout pour une responsabilisation des consommateurs et des producteurs décentralisés : « Le système d'approvisionnement énergétique doit être adapté à l'offre et à la demande qui évoluent fortement dans le temps. Outre un lissage, sur une grande étendue géographique, des fluctuations des énergies renouvelables dues aux conditions météorologiques, la production d'électricité, par exemple, doit mieux tenir compte de la demande. Par ailleurs, la consommation d'électricité doit devenir plus flexible, notamment par le biais de la gestion de la charge. Cela implique une consommation ciblée de l'électricité lorsque celle-ci est disponible en grande quantité, par exemple, en période de grands vents. Grâce à des tarifs modulables, un tel « décalage de charge » représente également un avantage financier pour le consommateur final. La gestion par le consommateur peut également permettre de réduire la charge maximale, et donc les besoins en puissance garantie. Les consommateurs d'électricité peuvent ainsi contribuer, eux aussi, à la sécurité de l'approvisionnement. Par ailleurs, les installations d'énergies renouvelables, généralement décentralisées, doivent assumer une responsabilité croissante au sein du système et fournir dans une mesure croissante, afin de maintenir la stabilité de l'approvisionnement en électricité, des puissances jusqu'à présent fournies surtout par les centrales électriques à énergies fossiles. ».

Les entreprises électriques recherchent des moyens de compenser l'extrême volatilité des productions éoliennes et solaires. Elles projettent de construire de nouvelles stations de transfert d'énergie par pompage, mais qui, comme beaucoup d'autres projets du secteur énergétique, se heurtent à de fortes résistances au niveau régional et local. Elles construisent également des prototypes d'autres types d'installations de stockage : RWE et General Electric construisent un stockage à air comprimé qui devrait être mis en service en 2016 ; le ministère fédéral de l'Économie soutient le projet. Evonik travaille sur un stockage géant par batteries. Des idées inattendues sont lancées : utiliser d'anciens puits de mines noyés comme sites de pompage-turbinage, utiliser les canaux en pompant l'eau des biefs inférieurs vers les biefs supérieurs[1], plonger des réservoirs de béton à de grandes profondeurs sur le plancher marin, utiliser les excédents d'électricité éolienne pour vider ces réservoirs, et les remplir pendant les heures creuses en turbinant l'eau qui y pénètre sous haute pression.

Un rapport de la SRU (Sachverständigenrat für Umweltfragen - conseil d'experts sur les questions environnementales), créée par le gouvernement fédéral, a publié en mai 2010 un rapport intitulé « Alimentation électrique 100 % renouvelable d'ici 2050 : respectueux du climat, sûr, finançable » qui évoque la possibilité de s'appuyer sur les capacités des STEP norvégiennes et suédoises ; mais cela supposerait la construction de lignes à très haute tension Nord-Sud de forte capacité, ce qui ne manquerait pas de soulever des oppositions virulentes. Certains ont même imaginé d'utiliser le dénivelé des falaises de la côte de mer du Nord, en installant des centrales sur la plage pour pomper l'eau de mer vers des réservoirs à aménager au sommet des falaises.

L'utilisation de l’hydrogène comme vecteur énergétique est une des pistes les plus sérieusement envisagées. L’électrolyse est un procédé connu et maitrisé qui permet d’utiliser le surplus d’énergie pour produire de l’hydrogène. La pile à combustible est une des pistes de recherche. On peut également citer le projet de recherche européen INGRID lancé en juillet 2012, qui explore la piste du stockage de l’hydrogène sous forme solide grâce à un alliage d'hydrure de magnésium. Le groupe E.ON teste de son côté l’injection de l’hydrogène directement dans le réseau gazier allemand. Un site pilote devrait être construit à Falkenhagen (Nord-Est de l’Allemagne) d’ici 2013[1].

En 2010, l'institut allemand Fraunhofer explique dans un communiqué avoir réussi à mettre au point un processus de production de méthane à partir de la production en excès des éoliennes. L'électricité est utilisée pour l'électrolyse de l'eau, produisant de l'oxygène (rejeté) et de l'hydrogène. Cet hydrogène est recombiné à du CO2 (sans doute par réaction de Sabatier) pour produire du méthane, qui est injecté dans le circuit de distribution public de gaz naturel.

Sources[modifier]