D’après le dernier rapport publié par GlobalData, Germany Power Market Outlook to 2030, Update 2019 – Market Trends, Regulations, and Competitive Landscape, le mix énergétique allemand était composé de 53,4 % en 2018 – dont 51,4 % provenaient de l’éolien et 39,4 % de l’énergie photovoltaïque. Dans la composition du mix suivaient alors le thermique avec 36,9 %, l’hydraulique à 5,2 % et enfin le nucléaire à 4,4 %. Ce mix devrait atteindre 72,7 % en 2030. D’ici là, les énergies renouvelables non hydrauliques devraient pouvoir répondre à la demande en énergie, remplaçant petit à petit le nucléaire et le charbon.
Pour Piyali Das, analyste de l’industrie énergétique chez GlobalData, « les centrales au charbon et nucléaires vont bientôt être retirées du réseau en Allemagne – l’énergie nucléaire d’ici 2022 et le charbon d’ici 2038. Le pays déploie un ensemble d’énergies renouvelables, de réserves et de centrales électriques au gaz, des systèmes de stockage, des charges flexibles et de réseaux de transports internationaux pour maintenir la sécurité de l’approvisionnement. »
Impact sur la qualité de l’approvisionnement en électricité
La part croissante des énergies renouvelables intermittentes affecte-t-elle le réseau de transport ? Fin 2018, Agence fédérale des réseaux allemande a publié les chiffres sur les interruptions de l’approvisionnement en électricité en 2017 : la durée moyenne d’interruption par consommateur final était de 15,14 minutes. En 2016, cette moyenne s’élevait à 12,80 minutes. Cependant, en termes de nombres d’interruptions d’approvisionnement, une diminution est à constater. En 2017, 166 560 interruptions ont été signalées, contre 172 504 en 2016 et 177 751 en 2015.
Le vice-président de l’Agence, Peter Franke, explique cependant que les prolongements de la durée des interruptions sont dus à des événements météorologiques extrêmes. « Même si la valeur a augmenté, la qualité de l’approvisionnement en électricité en Allemagne reste très élevée. La principale raison de l’augmentation des interruptions d’alimentation en moyenne et basse tension est l’augmentation des phénomènes météorologiques extrêmes », explique Peter Franke, vice-président de l’Agence fédérale des réseaux. Et il précise : « La transition énergétique et la part croissante de la production décentralisée n’ont toujours pas d’effets négatifs sur la qualité de l’approvisionnement. »
Futurs appels d’offres
Le ministère allemand a annoncé qu’il prévoyait de lancer des appels d’offres pour 8 GW de capacités éoliennes et solaires entre 2019 et 2021. Sept appels d’offres (éolien, solaire et biomasse) ont déjà été organisés attribuant une capacité cumulée de 2,3 GW. Les prochains appels d’offres spécifiques au photovoltaïque auront lieu en octobre et en décembre prochain, concernant une capacité cumulée de 650 MW.
Piyali Das de GlobalData conclut : « L’abondance des énergies renouvelables affectera la volatilité des prix de l’électricité sur le marché de gros. Cependant, les investisseurs trouveront des opportunités dans le secteur allemand des énergies renouvelables avec la modernisation du réseau intelligent (smart grid) et l’introduction de véhicules électriques. Le développement technologique pour la surveillance à distance du réseau, l’augmentation des capacités de stockage et la production combinée de chaleur et d’électricité constitueront les principaux domaines d’investissement. »
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Présentation trompeuse. Le “mix énergétique” ne veut rien dire si l’on ne précise pas s’il s’agit de capacité ou de production.
En effet, une installation de un mégawatt (1 MW) de puissance ne produit pas la même quantité d’énergie (MWh – GWh – TWh) en une année selon qu’il s’agit de solaire photovoltaïque, d’éolien terrestre ou en mer, de thermique renouvelable, fossile ou fissile.
Ce qui compte, c’est la production annuelle de chacune des diverses sources de production d’électricité.
En 2018, selon AGEB ( ag-energiebilanzen.de ), pour une consommation de 595,6 TWh, une production de 646,8 TWh et un solde exportateur de 51,2 TWh, la production se répartit de la façon suivante :
nucléaire : 11,7 % : 76,0 TWh
lignite : 22,5 % : 145,5 TWh
charbon : 12,9 % : 83,2 TWh
gaz : 12,9 % : 83,4 TWh
pétrole : 0,8 % : 5,2 TWh
éolien : 17,2 % : 111,5 TWh (92,2 + 19,3)
hydraulique : 2,6 % : 16,6 TWh
biomasse : 7,1 % : 45,7 TWh
déchets renouvelables : 1,0 % : 6,2 TWh
autres divers : 4,2 % : 27,0 TWh
total fossiles : 49,1 % : 317,3 TWh
total renouvelables : 35,0 % : 226,4 TWh
L’historique peut être consulté sur AGEB depuis 1990 (tableau, en allemand). Cependant, il serait malséant de faire des comparaisons avec 1990. Une comparaison sérieuse des différentes productions est à faire entre 2001 et 2018.
Ne parler que de données en capacité installée ne peut que décribiliser si la production annuelle n’est pas donnée en regard.
Confusion between ENERGY mix (in the title) and ELECTRICITY mix (in the article)