La technologie comme solution clé

Une production d’énergie flexible sans charge de base

Il est clair que l’intermittence des énergies solaire et éolienne finira par réduire fortement la charge de base. Les experts en énergie sont conscients que la charge de base (charbon et nucléaire) est incompatible avec les énergies renouvelables intermittentes. Pour y remédier, il faut des centrales flexibles capables d’adapter assez rapidement leur production en fonction de la demande. Ces centrales aujourd’hui sont plus proches des charges moyenne ou de pointe (comme les turbines à gaz) que de la charge de base (comme les centrales nucléaires, qui ne sont pas très flexibles). Financer une telle capacité de production de réserve exige le réaménagement du marché de l’électricité, raison pour laquelle on parle de plus en plus, en Allemagne, de marché de capacité et de réserve stratégique de puissance. Aucun projet n’a été établi à compter de 2017. Au lieu de cela, « une réserve hivernale » avec une capacité différente chaque année (2017/18 = 10,4 gigawatts) a été instaurée. Cette réserve est essentiellement un marché de capacité.

Il est toutefois prévu que la « réserve hivernale » soit étendue de 2,5 à 4 gigawatts. Cette "réserve hivernale" concerne des centrales électriques dont on a besoin uniquement en cas d’urgence, en général lors des pics de demande en énergie survenant au cours de la saison de chauffage. Ces centrales reçoivent une compensation pour leurs services de veille, mais il leur est interdit de vendre de l’électricité par ailleurs.

Que faire quand le soleil ne brille pas et que le vent ne souffle pas ? On dit souvent, hors de l’Allemagne, que les centrales électriques conventionnelles seront les technologies de pont pour le passage aux renouvelables. Un débat existe en particulier sur la question de la nécessité d’une charge de base que la flexibilité des turbines éoliennes et panneaux solaires ne garantit pas. L’Allemagne tire déjà tant d’avantages de ses énergies éolienne et solaire, que son point de vue est différent. À la surprise de nombreux observateurs étrangers, les Allemands pensent que la demande de charge de base appartiendra bientôt au passé. Il n'y a pas besoin d’une charge de base, mais d’une production d’énergie flexible qui puisse être acheminée rapidement. La différence s’impose d’elle-même lorsqu’on considère les centrales telles que les centrales au charbon et les centrales nucléaires. Idéalement, ces centrales sont en service et fonctionnent à pleine capacité jusqu’à la nécessité d’un entretien. Il n’est pas facile pour les centrales nucléaires, en particulier, d’augmenter ou de ralentir leur production en l’espace de quelques heures, et les tentatives d’y parvenir sont néfastes pour le résultat financier, à deux égards : d’abord, les coûts fixes restent inchangés, seuls les coûts de carburant baissent légèrement, ce qui entraîne la hausse du coût de l’énergie produite ; deuxièmement, les centrales elles-mêmes subissent des dommages de fatigue thermique, risquant de raccourcir leur durée de vie moyenne.

Cette nouvelle donne met les quatre plus grandes compagnies d’énergie allemande devant un vrai dilemme. Leur capacité de production est basée sur l’hypothèse de réalisation de grandes marges bénéficiaires dans les temps de consommation de pointe. La consommation d’énergie, aujourd’hui, reste inchangée avec les mêmes pics au-dessus de 70 mégawatts certains jours, mais le solaire et l’éolien renforcent la production conventionnelle d’électricité, à peu près au même niveau que la charge de base que doivent couvrir les grandes entreprises d’électricité. Il y a à peine dix ans, ces compagnies d’électricité qualifiaient les énergies éolienne et solaire de technologies de niche, et les jugeaient incapables de participer à l’approvisionnement de manière importante. Ces entreprises sont aujourd'hui de moins en moins rentables, et ce en raison du développement des énergies solaire et éolienne.

En 2015, le fournisseur allemand E.On a annoncé sa décision de se scinder en deux sociétés : l’une consacrée aux énergies renouvelables et aux nouveaux services, et l’autre en charge des énergies traditionnelles. Vattenfall, fournisseur détenu à 100 pour cent par l’État suédois, a également annoncé vouloir abandonner ses actifs dans le charbon en Allemagne, mais sa motivation est d’ordre politique et non financière : le gouvernement suédois élu en 2014 souhaite en effet que l'entreprise suédoise soit aussi respectueuse de l’environnement à l’étranger qu’elle l'est en Suède. Le gouvernement fédéral du Bade-Wurtemberg contrôle le fournisseur EnBW, qui propose dorénavant une stratégie « plus verte ». Le fournisseur RWE s'est également scindé en deux entreprises. La part de lignite est trop élevée chez RWE (plus du tiers de sa production électrique), celui-ci restant relativement rentable sur le marché allemand de l’énergie. En comparaison, la part du lignite chez E.On se situe à seulement six pour cent. En 2015, un tiers de sa capacité de production d'énergie provenait du pétrole et du gaz naturel. E.On était l'entreprise la plus touchée par la sortie du nucléaire, RWE étant le fournisseur le plus concerné par la discussion sur une sortie progressive du charbon. La plupart de ces fournisseurs investit essentiellement dans les énergies renouvelables à l'étranger (RWE au Royaume-Uni, E.On au Royaume-Uni et aux États-Unis), où ces investissements n'entrent pas en conflit avec leurs actifs existants.

Un résultat inattendu : les énergies renouvelables font reculer le gaz naturel

Ce résultat est en partie intentionnel et en partie involontaire. La part involontaire est liée au fait que les énergies renouvelables rendent les investissements dans les turbines à gaz naturel de puissance moyenne peu attrayants, celles-ci ne fonctionnant pas le même nombre d’heures à l’année. L’Allemagne a essentiellement besoin d’une capacité installée flexible du niveau de sa demande de pointe annuelle, qui est actuellement d’environ 80 gigawatts et se produit les soirs d’hiver – quand le soleil ne brille pas. Une grande partie de ces 80 gigawatts doit provenir de turbines à gaz. N’exigeant pas d’infrastructure supplémentaire, cette option est généralement considérée comme la meilleure sur le plan technique, et permettrait de stocker l’électricité de façon saisonnière. La capacité de stockage des canalisations actuelles de gaz naturel est, selon les estimations de chercheurs allemands, suffisante pour répondre à la demande énergétique du pays pendant quatre mois.

Apparemment la meilleure en termes de technologie, cette option fait néanmoins face à un défi financier: les prix de gros sur le marché de l’électricité sont pour l’instant si faibles qu’investir dans une capacité additionnelle de production ne serait pas rentable. Les quatre plus grandes compagnies énergétiques allemandes abandonnent non seulement leurs projets de mise en place de nouvelles turbines à gaz, mais pourraient, si l'on en croit les rumeurs, mettre hors service un certain nombre de turbines existantes dont le rendement annuel est insuffisant. Toutefois, en 2016, la rentabilité des turbines à gaz a un peu augmenté, ce qui laisse présager un regain de production d'électricité à partir du gaz naturel.

Cette situation, bien que prévisible, s’est produite beaucoup plus rapidement que ne l’avaient prévu les partisans des énergies renouvelables, compte tenu spécialement de la croissance rapide du photovoltaïque de 2010 à 2012, lorsque 7,5 gigawatts étaient installés par an. Si le marché du PV allemand avait continué à croître au niveau de ces trois années (en 2014, seuls 1,9 gigawatts ont été installés et seulement 1,4 en 2015), le pays posséderait probablement plus que 150 pour cent de la pointe de la demande en été, quand les pointes de demande en semaine se situent entre 60 et 70 gigawatts et autour de 50 gigawatts seulement le week-end. Le graphique d’un chercheur allemand montre l'effet qu'aurait l’installation de "seulement" 70 gigawatts de PV en 2020 (en gardant à l’esprit l’objectif officiel du gouvernement de 52 gigawatts en 2020).

Les renouvelables ont besoin de réserves flexibles, pas de charge de base

Ce graphique ne présente pas du tout de charge de base ; la zone grise représente ici la charge moyenne et celle de pointe. Il est clair que l’Allemagne aura besoin d’un parc de générateurs très flexibles capables d’augmenter chaque jour leur production d’environ 10 à 50 gigawatts, ou davantage pour quelques heures seulement. Aujourd’hui, le pays ne possède pas la capacité de production flexible nécessaire ; et tous les projets de nouvelles centrales, compte tenu des nouvelles conditions de baisse des prix sur le marché de gros, sont en ce moment remis en question. De 2010 à 2015, les prix de gros de l’électricité sur le marché allemand de l’énergie ont chuté d'environ la moitié. Ceci s’explique principalement par la progression de l’électricité solaire : dans la mesure où la majeure partie de celle-ci est produite autour de midi, la demande de puissance de pointe à midi a été largement compensée.

Ce graphique ne présente pas du tout de charge de base ; la zone grise représente ici la charge moyenne et celle de pointe. Il est clair que l’Allemagne aura besoin d’un parc de générateurs très flexibles capables d’augmenter chaque jour leur production d’environ 10 à 50 gigawatts ou davantage pour quelques heures seulement. Aujourd’hui, le pays ne possède pas la capacité de production flexible nécessaire et tous les projets de nouvelles centrales, compte-tenu des nouvelles conditions de baisse des prix sur le marché de gros, sont en ce moment remis en question. De 2010 à 2016, les prix de gros de l’électricité sur le marché allemand de l’énergie ont chuté de près de la moitié. Ceci s’explique principalement par la progression de l’électricité solaire : dans la mesure où la majeure partie de celle-ci est produite autour de midi, la demande de puissance de pointe à midi a été largement compensée.

Une solution possible, les paiements de capacité, est en cours de discussion. Dans ce cadre, les propriétaires de générateurs capable de distribuer rapidement de l'électricité seraient payés non seulement au kilowattheure produit, mais aussi au kilowatt mis en réserve. En 2015, le gouvernement allemand a décidé de maintenir à un bas niveau les paiements de capacité en accroissant la « réserve hivernale » de 2,5 à 4,0 gigawatts, mais ce volume a augmenté pour atteindre 10,4 gigawatts pour l’hiver 2017/2018. L’Allemagne a plus de 100 gigawatts de capacité de production disponible.