Accueil > Publications > Notes de conjoncture > Coup de vent en Mer du Nord ou rayon de soleil en Bavière : l’effet papillon (...)

18 juillet 2013 - Coup de vent en Mer du Nord ou rayon de soleil en Bavière : l’effet papillon des énergies renouvelables en Europe - BearingPoint

En 1972, le météorologue américain Edward Lorenz ouvrait une conférence par une question restée célèbre : « le battement d’ailes d’un papillon au Brésil peut-il provoquer une tornade au Texas ? ». Symbole de la théorie du chaos et de la complexité des prévisions météorologiques, cette question revient aujourd’hui en écho sur le terrain de l’énergie, avec l’accroissement progressif en Europe de la part des énergies éoliennes et solaires intermittentes dans la production d’électricité.
Car sur la grande plaque de cuivre que constitue les réseaux électriques européens, les flux d’électricité ne connaissent pas les frontières : les électrons se déplacent où bon les lois de la physique les entrainent, contrariés seulement par la disponibilité des capacités interconnexions entre pays. Et c’est ainsi que les changements d’habitude de nos voisins peuvent s’inviter chez nous.

Ainsi, si l’influence de la météo sur le système électrique français n’est pas nouvelle – chaque hiver enregistrant de nouvelles pointes de consommation lors des pics de froid – de nouveaux phénomènes météorologiques, rencontrés notamment au-delà du Rhin et impactant cette fois la production en amont, viennent aujourd’hui se mêler à la partie.

Au commencement était l’Energiewende

Alors que la France débat sur sa transition énergétique, l’Energiewende est une réalité en Allemagne depuis maintenant deux ans.

Véritable big-bang dans la politique énergétique allemande, ce « tournant énergétique » a été pris à la suite de l’accident nucléaire de Fukushima de mars 2011. Dans la foulée, le gouvernement allemand décidait d’un moratoire sur le nucléaire, avant d’acter en juin 2011 la fermeture définitive de huit des 17 centrales nucléaires du pays et la sortie complète de l’atome à horizon 2022.

Amputant du jour au lendemain la capacité de production nucléaire de l’Allemagne de plus de 40% (arrêt de 8,4 GW sur une capacité totale de 20,5 GW [1]), ce changement radical d’orientation énergétique a ouvert la voie à un développement accéléré des énergies renouvelables dans le pays. Entre 2010 et 2012, le mix énergétique allemand a ainsi basculé : la perte de 39 TWh de production électro-nucléaire a été remplacée par un accroissement de 37 TWh de la production d’origine renouvelable (solaire, éolien, géothermie) [2].

Si la production électrique issue des énergies fossiles demeure toujours largement prédominante avec 400 TWh (soit les deux tiers de la production électrique allemande) – cette production ayant également augmenté de 15 TWh entre 2010 et 2012, en bénéficiant de l’afflux de charbon américain exporté à bas prix vers l’Europe du fait de l’essor des gaz de schiste outre-Atlantique –, le phénomène n’en reste pas moins marqué. Le nucléaire ne représentait plus que 16% de la production électrique allemande fin 2012 contre 23% en 2010, quand la part des énergies renouvelables (hors hydraulique) a, à l’inverse, doublé, passant de 7 à 13% [3].

Un système électrique allemand plus exposé aux aléas climatiques

L’essor de la production électrique d’origine renouvelable en Allemagne est principalement lié au boom du solaire photovoltaïque, dont le volume a pratiquement doublé en deux ans, passant de 17,6 à 32,6 GW et dépassant même les capacités éoliennes (31,3 GW), qui connaissent pourtant une croissance quasi-ininterrompue de près de 7% par an [4]. Conséquence : la capacité électrique cumulée du solaire et de l’éolien en Allemagne représente désormais cinq fois la capacité nucléaire du pays et est comparable à sa capacité de production d’origine fossile (houille, lignite, gaz…).

L’expansion rapide de ces énergies renouvelables intermittentes expose ainsi fortement le système électrique allemand aux aléas climatiques. D’une part, les variations de la production solaire sont d’autant plus sensibles que le parc photovoltaïque est proportionnellement important ; d’autre part, contrairement à la France qui bénéfice de trois régimes de vent faiblement corrélés (Manche-Mer du Nord, Bretagne-Atlantique et Méditerranée) permettant un foisonnement relatif de la production, la concentration des éoliennes allemandes dans le nord de l’Allemagne réduit cette possibilité.

Si les conditions météorologiques le permettent, la part des renouvelables dans la production d’électricité allemande peut ainsi atteindre 30 à 40% certains jours de l’année. Et ces fluctuations de production sollicitent fortement les réseaux électriques en Allemagne… mais également chez ses voisins.

La France et l’Europe sont déjà entrées dans la transition énergétique… allemande

En effet, avec le développement massif de production électrique outre-Rhin, la transition énergétique venue d’Allemagne impacte d’ores et déjà le réseau électrique français.

Dans son Bilan Electrique 2012, RTE note ainsi que la France est devenue pour la première fois majoritairement importatrice depuis l’Allemagne, et ce, tous les mois de l’année, avec un solde importateur moyen de 730 MW. Et ce phénomène se poursuit, avec un solde importateur en sensible augmentation : 1 230 MW en moyenne chaque mois entre janvier et mai 2013 [5].

Derrière ce constat d’ensemble se cachent plusieurs évolutions notables, qui complexifient la tâche de gestion du système électrique français et bouleversent plus largement le marché européen de l’électricité.

En premier lieu, les inversions de flux de plus en plus fréquentes à la frontière franco-allemande – près de 4 fois par jour en moyenne depuis début 2012 [6] – obligent RTE, gestionnaire du réseau de transport en charge des interconnections, à s’adapter en permanence et contraignent jusqu’à la production nucléaire dont la puissance doit être modulée en conséquence (EDF ayant notamment dû arrêter des réacteurs lors de la période de Noël 2012 [7]).

Par ailleurs, la saturation des capacités d’interconnexion entre la France et l’Allemagne, observée pendant plus d’un tiers du temps en 2012 contre seulement 20% en 2010, entraine des divergences de prix de plus en plus fréquentes entre les marchés de la plaque France-Allemagne-Benelux, qui signalent une désoptimisation croissante des systèmes électriques ouest-européens.

Enfin, l’afflux d’électricité produite par les énergies renouvelables intermittentes et injectée prioritairement sur le réseau, bouleverse l’équilibre économique des moyens de production thermiques classiques, nécessaires à la sécurité des systèmes électriques mais dont la durée de fonctionnement est réduite par ces injections prioritaires. Sans parler de l’impact à la baisse sur le prix de gros de l’électricité, allant jusqu’à l’apparition de prix négatifs – avec un minima de -200€ le MWh atteint en France mi-juin 2013 – désastreux pour la lisibilité des investissements dans le secteur électrique.

Ainsi, si le solde électrique français reste toujours nettement exportateur (le premier en Europe), ces évolutions représentent néanmoins un tournant pour la France et marquent un changement structurel majeur dans l’organisation du secteur de l’énergie en Europe, qui va devoir s’y adapter au mieux.

Vers une meilleure intégration européenne ?

Car derrière le déséquilibre induit par l’Energiewende allemande sur les systèmes électriques des pays limitrophes, qu’un rayon de soleil en Bavière ou un coup de vent en Mer du Nord peuvent aujourd’hui impacter, se pose la question d’une meilleure coordination de la politique énergétique à l’échelle européenne.

Bien que les décisions de politique énergétique concernent avant tout la souveraineté des différents Etats, l’intégration européenne est en effet engagée dès lors que les impacts de ces décisions se font sentir au-delà des frontières [8].

Dans un réseau ayant vocation à devenir de plus en plus interconnecté, la nécessité d’une meilleure coordination à l’échelle européenne parait souhaitable. Les discussions sont en tout cas lancées dans le cadre du Conseil européen, avec deux échéances majeures en vue : 2014 pour le marché intérieur de l’électricité, et 2015 pour les infrastructures interconnexions [9]. Affaire à suivre !




[1AIEA. A titre de comparaison : 58 centrales pour 63,1 GW en France

[2AIE – Monthly Electricity Statistics, décembre 2010 et décembre 2012

[3AIE – Monthly Electricity Statistics, décembre 2010 et décembre 2012

[4Ministère Fédéral de l’Environnement allemand – Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien - Statistik, février 2013

[5RTE – Echanges commerciaux aux frontières, 2012 : données définitives / 2013 : données consolidées

[6RTE – Echanges commerciaux aux frontières, 2012 : données définitives / 2013 : données consolidées

[7Les Echos – Nucléaire : EDF envisage d’étaler ses investissements, 4 avril 2013

[8C’est ce qu’on récemment souligné dans une lettre commune à l’attention de la Commission européenne, huit grandes entreprises du secteur énergétique.

[9Conseil Européen – Conclusions du sommet du 22 mai 2013

utils1 utils1 utils1 utils1 utils1 utils1 utils1