La révolution verte allemande à la loupe

Existerait-il un complexe d’infériorité vis-à-vis de notre voisin allemand ? Que ce soit économiquement, politiquement et même sportivement, l’Allemagne est une référence européenne réduisant au mieux la France au rang de disciple. Et comme si cela ne suffisait pas, voilà que l’Allemagne s’approprie l’exclusivité de la réussite énergétique et environnementale nous indiquant un chemin que nous nous empressons d’arpenter. Une preuve de plus de la supériorité allemande ? Pas si sûr.

Schröder, Merkel et Fukushima

Rappel (concis) des faits politiques. La transition énergétique allemande fut initiée en 2001 sous la chancellerie de Gerhard Schröder. Cette année voit le Bundestag adopter la loi sur les tarifs d’achat de l’électricité imposée par l’Union Européenne, puis la signature d’une convention arrêtant la sortie du nucléaire en 2021, loi Atomaustieg de 2002.

Premier revirement en 2010 lorsque Angela Merkel, pourtant élue cinq années auparavant en promettant la poursuite du processus de sortie du nucléaire, se dit favorable au prolongement de la durée de vie des centrales nucléaires. Un Fukushima et une percée électorale des verts plus tard, la chancelière allemande change son fusil d’épaule et annonce la fermeture définitive des huit plus anciennes centrales du pays, puis des neuf autres avant 2022.

L’arbre qui cache la forêt

L’enthousiasme environnemental suscité par la sortie du nucléaire fait oublier la réalité énergétique allemande : en 2000, le nucléaire représente mois de 30 % d’une production électrique pour l’essentiel assurée par le thermique classique (62 %) ¹ et l’éternel charbon, faisant de l’Allemagne l’un des principaux pollueurs européens (9,4 tonnes de CO2 par allemand en 2010 contre 7 tonnes moyennes par européen et 5 tonnes par français²). 

Bien que le nucléaire ne soit pas la priorité environnementale allemande, il n’en demeure pas moins que la transition énergétique de son système de production électrique est un processus louable. Pour y parvenir, l’Allemagne mise sur le développement des énergies éoliennes et photovoltaïques en subventionnant la rentabilité des investissements. Se pose alors la question du backup, ou comment l’Allemagne gère-t-elle les périodes de faible production éolienne et photovoltaïque induites par des conditions météorologiques défavorables (et oui, cela arrive plus que l’on croit) ?

Réponse, en sous-exploitant son parc thermique. Avec ses 84,6 GW² (en baisse en 2012) de puissance installée, le thermique fossile allemand dégage un potentiel productif de 590 TWh annuel sur 7 000 heures, bien loin des 360 TWh réellement produits en 2012². Pourquoi une telle puissance sous-exploitée ? Pour la simple raison que la puissance installée « contrôlée » doit être suffisamment importante pour répondre à une demande de pointe lors des périodes de grand froid pouvant atteindre plus de 80 GW, et sa production doit être suffisante pour assurer la pérennité économique des installations. Satané retour sur investissement.

En résumé, la production d’électricité par thermique fossile s’adapte à la demande ainsi qu’à la production intermittente et doit être en mesure de répondre seule à une demande de pointe tout en restant rentable. Sacré dilemme. 

Structure de la production, 2013 semaine 24

Source : EEX Transparency, ENTSO-E

Nota : la variable « Hourly  load values » est assimilable à la demande horaire, pertes incluses. La demande réelle est ainsi inférieure, mais n’impacte pas la tendance générale du graphique.

Représentation graphique du  phénomène d’adaptation de la production conventionnelle (thermique classique) à la demande et à la production intermittente (baisse de la production conventionnelle lors des pics de production éolienne par exemple).

Un échec maquillé

Le modèle énergétique allemand se heurte à la réalité physique de l’intermittence de la production éolienne et photovoltaïque. Une limite connue, mais dont les effets ravageurs sont passés sous silence. Pour les comprendre, il est nécessaire d’admettre une réalité physique (encore une) : l’électricité produite doit être consommée (ou stockée, mais nous n’en avons pas encore les moyens techniques).

Lors des pics de production intermittente, le surplus d’énergie ne pouvant être absorbé par la demande (vous ne consommez pas plus parce qu’éoliens et photovoltaïques produisent de l’électricité) fait l’objet de négociations financières sur les places boursières énergétiques, le marché dit « de gros ». L’objectif est d’éviter la congestion électrique sur le réseau et le risque de « blackout », une panne du système électrique à grande échelle aux conséquences économiques malvenues. Problème, ce n’est pas parce que vous avez de l’électricité à revendre que vos voisins en ont besoin. La surproduction intermittente a ainsi tendance à déséquilibrer le rapport offre/demande tirant les prix spot (à court terme) vers le bas. 

Structure de la production et cours spot

Source : EEX Transparency, ENTSO-E, EPEXSPOT

Nota : le produit « Intraday » correspond au prix spot journalier.

En intégrant les cours de l’électricité au graphique précédent, on observe la baisse des prix de gros liée à la surproduction intermittente et le phénomène de prix négatif (le producteur paye pour exporter).

Dans ce contexte, les investissements de modernisation du parc électrique ne sont plus rentables, faisant la part belle au charbon dont les cours historiquement bas le rendent de plus en plus compétitif. Le développement des énergies intermittentes favorise ainsi indirectement l’hégémonie d’une production énergétique fortement carbonée. Conséquence, entre 2010 et 2011 les émissions de dioxyde de carbone par GWh allemand produit ont augmenté 5,6 % ³.

À défaut de servir l’environnement, la baisse des prix de gros de l’électricité allemande pourrait profiter au consommateur. Loin de là. Alors qu’en France l’inquiétude domine quant à une hausse des prix de l’énergie, nos voisins allemands payent en moyenne 260 € par MWh contre 151 € en France⁴.Au seul titre du soutien aux énergies renouvelables, la facture cumulée depuis 2000 des consommateurs allemands s’élève à 100 milliards d’euros en 2012 et augmente de 20 milliards par an. Plus inquiétant, les hausses successives des tarifs de l’électricité conjuguées à une réduction des subventions aux énergies renouvelables favorisent l’autoconsommation : les petits producteurs ne revendent plus leurs productions, mais la consomment. Une baisse des volumes compensée par une hausse des tarifs développant la précarité énergétique.

Le système électrique français ne constitue pas une solution durable, mais la voie tracée par l’Allemagne mène à l’instabilité, à la précarité énergétique et à une hausse des émissions de dioxyde de carbone. Une situation décriée par de nombreux observateurs, mais dont le message se heurte encore au prosélytisme antinucléaire/pro renouvelable. À se focaliser sur le « comment produire », on en oublierait l’origine du problème : le volume consommé.

^{1: CO2 emissions from fuel combustion - 2013 – IEA}

^{2: Ministère de l’Économie et de l’Énergie allemand – 23/06/2014}

^{3: CO2 emissions from fuel combustion - 2013 – IEA}

4: Rapport de fonctionnement du marché de détail  2012-2013 - CRE