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Données actuelles sur le photovoltaïque en Allemagne
Titre de l’original allemand : Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland
Traduction du Bureau de coordination énergies renouvelables/ Koordinierungsstelle Erneuerbare Energien e.V.
Traduction publiée en mai 2013
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Données actuelles sur le photovoltaïque en Allemagne Version du 21 mars 2013 La version la plus récente est disponible sur www.pv-fakten.de Données rassemblées par Dr. Harry Wirth Responsable du service Panneaux photovoltaïques, systèmes et contrôle de qualité Fraunhofer ISE Contact : Karin Schneider Presse et relations publiques Téléphone : +49 (0) 7 61 / 45 88-51 47 Fax : +49 (0) 7 61 / 45 88-91 47 Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE Heidenhofstraße 2 79110 Freiburg (Allemagne) [email protected]
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Sommaire
1. Pourquoi ce guide ? .......................................................................................... 6
2. Le photovoltaïque représente-t-il une part significative dans l’approvisionnement en électricité ?....................................................................... 6
3. L’électricité photovoltaïque est-elle trop chère ? ........................................... 8
3.1 Coûts de production d’électricité .......................................................................... 8
3.2 Tarif d’achat .......................................................................................................... 10
3.3 La formation des prix à la bourse de l’électricité et l’effet merit order ........... 13
3.4 Prélèvement EEG .................................................................................................. 18
3.5 L’électricité photovoltaïque est-elle subventionnée ? ...................................... 22
4. La production d’électricité photovoltaïque alourdit-elle la facture d’électricité des ménages ? ................................................................................... 27
4.1 Influence des gros producteurs d’électricité sur le prix ................................... 28
4.2 Influence des distributeurs d’énergie sur le prix ............................................... 28
4.3 Influence des pouvoirs politiques sur le prix .................................................... 29
4.4 Les locataires subventionnent-ils les propriétaires aisés ? ............................. 30
5. Une installation photovoltaïque permet-elle de générer des rendements convenables ? ......................................................................................................... 31
6. Le photovoltaïque crée-t-il des emplois seulement en Asie ? .................... 34
7. Les gros producteurs rejettent-ils les installations photovoltaïques ? ...... 35
8. La recherche sur le photovoltaïque est-elle un gouffre financier ? ............ 37
9. L’électricité photovoltaïque sollicite-t-elle trop les réseaux ? .................... 39
9.1 L’électricité solaire est injectée de façon décentralisée ................................... 39
9.2 La production d’électricité solaire peut être planifiée ...................................... 40
9.3 Production de pointe nettement inférieure à la puissance installée ............... 41
9.4 Le solaire et l’éolien sont complémentaires ...................................................... 41
9.5 Combien d’électricité photovoltaïque notre réseau électrique actuel supporte-t-il ? ................................................................................................................... 41
10. La production de panneaux photovoltaïques est-elle très énergivore ? 43
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11. La croissance photovoltaïque concurrence-t-elle la production vivrière ? 43
12. Les installations photovoltaïques sont-elles efficaces en Allemagne ? . 43
12.1 Les installations photovoltaïques se dégradent-elles ? ................................... 46
12.2 Les panneaux photovoltaïques s’encrassent-ils ? ............................................ 46
12.3 Les installations photovoltaïques fonctionnent-elles rarement à pleine charge ? ............................................................................................................................ 47
13. Le photovoltaïque contribue-t-il de façon pertinente à éviter les émissions de CO2 ? ................................................................................................ 49
14. Les installations photovoltaïques remplacent-elles les centrales fossiles et nucléaires ? ........................................................................................................ 50
15. Pouvons-nous couvrir une part importante de nos besoins en énergie grâce à l’électricité photovoltaïque ? .................................................................... 51
15.1 Scénarios énergétiques ....................................................................................... 53
15.2 Offre et demande d’énergie ................................................................................. 57
15.3 Mesures compensatoires..................................................................................... 62 15.3.1 Lissage de la production d’électricité photovoltaïque .................................................. 62 15.3.2 Fonctionnement complémentaire des centrales à production ajustable ..................... 64 15.3.3 Adaptation des profils de consommation .................................................................... 67 15.3.4 Développement équilibré des capacités photovoltaïques et éoliennes ...................... 69 15.3.5 Développement du réseau .......................................................................................... 69 15.3.6 Adapter les systèmes de stockage consommateurs d’énergie au fonctionnement électrique 70 15.3.7 Stockage de l’énergie .................................................................................................. 69
16. Les panneaux photovoltaïques contiennent-ils des substances toxiques ? ................................................................................................................ 71
16.1 Panneaux à base de wafers ................................................................................. 71
16.2 Panneaux à couches minces ............................................................................... 71
16.3 Reprise et recyclage ............................................................................................. 71
17. Existe-t-il suffisamment de matières premières pour la production photovoltaïque ? ..................................................................................................... 72
17.1 Panneaux à base de wafers ................................................................................. 72
17.2 Panneaux à couches minces ............................................................................... 73
18. Les installations photovoltaïques augmentent-elles le risque d’incendie ? ............................................................................................................. 73
18.1 Les installations photovoltaïques endommagées peuvent-elles provoquer un incendie ? .......................................................................................................................... 73
18.2 Les installations photovoltaïques représentent-elles un danger pour les sapeurs-pompiers ? ......................................................................................................... 74
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18.3 Les panneaux photovoltaïques rendent-ils la lutte contre l'incendie directement par le toit plus difficile ? ............................................................................. 74
18.4 Un panneau photovoltaïque en feu libère-t-il des émissions toxiques ? ....... 75
19. Annexe : Termes techniques ...................................................................... 76
19.1 Prélèvement EEG .................................................................................................. 77
19.2 Taux de rendement des panneaux ...................................................................... 78
19.3 Puissance nominale d’une centrale photovoltaïque ......................................... 78
19.4 Rendement spécifique ......................................................................................... 78
19.5 Taux de rendement système ............................................................................... 79
19.6 Ratio de performance ........................................................................................... 79
19.7 Charge de base, charge moyenne, pointe de charge, charge réseau et charge résiduelle ........................................................................................................................... 79
19.8 Consommation d’électricité nette et brute ......................................................... 80
19.9 Coûts externes [DLR] ........................................................................................... 80
20. Annexe : Tableaux de conversion [EEBW] ................................................ 80
21. Annexe : Abréviations ................................................................................. 81
22. Annexe : Sources ......................................................................................... 82
23. Annexe : Figures .......................................................................................... 88
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1. Pourquoi ce guide ?
L’Allemagne est en train de quitter l’ère des énergies fossiles et nucléaires. Le pho-tovoltaïque jouera un rôle important dans notre avenir énergétique durable. Rassem-blant les tout derniers chiffres, données et résultats de recherche, la présente syn-thèse vise à permettre une évaluation globale du développement du photovoltaïque en Allemagne.
2. Le photovoltaïque représente-t-il une part significative dans l’approvisionnement en électricité ?
Oui. En 2012, 27,6 TWh [BDEW4] d’électricité ont été produits par le photovoltaïque en Allemagne, couvrant environ 5,2% de la consommation nette d’électricité (consom-mation finale d’énergie, cf. chapitre 19.8), selon une estimation basée sur les chiffres de [BDEW3], [BDEW4]. Si l’on considère les énergies renouvelables (EnR) dans leur ensemble, elles ont couvert environ 25,8% de la consommation nette d’électricité. Concernant la consommation brute d’électricité en Allemagne, les taux sont respecti-vement de 4,6 % et de 23 % pour le photovoltaïque et les EnR. Les jours ensoleillés, l’électricité photovoltaïque couvre parfois jusqu’à 35 % de la consommation d’électricité instantanée, absorbant ainsi une bonne partie de la pointe journalière. À la fin de l’année 2012, les panneaux photovoltaïques installés en Allemagne repré-sentaient, selon l’Agence fédérale allemande des réseaux, une puissance nominale de 32,4 GW, répartie sur env. 1,3 million d’installations. Avec cette puissance instal-lée, le photovoltaïque surpasse tous les autres types de centrales électriques en Al-lemagne.
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Windenergie = Éolien Biomasse = Biomasse Photovoltaik = Photovoltaïque
Wasserkraft = Énergie hydraulique Müll, reg. = Déchets, rég. EE, gesamt = EnR, total
Anteil am Netto-Stromverbrauch = Part dans la consommation nette d‘électricité
Figure 1 : Évolution de la part des énergies renouvelables dans la consommation nette d’électricité (énergie finale) en Allemagne, données de [BMWi], [BDEW3], [BDEW4]
Si les objectifs minimaux formulés par le gouvernement fédéral allemand pour 2020 en matière d’approvisionnement en électricité à partir d’EnR restent atteignables, c’est notamment grâce au dynamisme du développement du photovoltaïque (Figure 2). Le PV ne représente donc pas seulement une part significative dans l’approvisionnement en électricité, mais soutient aussi la transition énergétique.
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Anteil des Stroms aus regenerativen Energiequellen = Part de l’électricité produite à partir de sources
d’énergie renouvelables
Mindestziele im Energiekonzept der Bundesregierung = Objectifs minimaux selon le concept énergé-
tique du gouvernement fédéral allemand
*bezogen auf den Brutto-Inlandsstromverbrauch Deutschlands = *par rapport à la consommation inté-
rieure brute d’électricité en Allemagne **vorläufig = **provisoire Quelle: BDEW = Source : BDEW
Figure 2 : Part des EnR dans la consommation intérieure brute d’électricité et objectifs mini-maux du gouvernement fédéral allemand [BDEW4]
3. L’électricité photovoltaïque est-elle trop chère ?
Cela dépend du point de vue. Actuellement, en Allemagne, la production d’électricité photovoltaïque est plus chère que la production d’électricité à partir de centrales classiques. Élément essentiel de la transition énergétique, la production d'électricité photovoltaïque est encouragée par la loi EEG pour permettre une exploitation rentable des installations et pour gé-nérer des investissements. Le surcoût est répercuté sur les tarifs d’électricité de cer-tains groupes de consommateurs. La loi EEG vise cependant à réduire progressi-vement les coûts de production d’électricité (courbe d'apprentissage cf. point Figure 3). La prise en compte réelle des coûts dits « externes » de l’énergie traditionnelle (cf. point 19.9 [DLR], [FÖS]), comme par exemple à travers le système d’échange de quotas d’émissions, est un autre facteur important en faveur d’une production d’électricité durable sans émissions de CO². Mais comme cet instrument n’engendre pour l’instant pas d’augmentation significative du prix des énergies traditionnelles, les énergies renouvelables ne sont pas encore compétitives (cf. point 4.3 sur l’influence des pouvoirs politiques sur le prix).
3.1 Coûts de production d’électricité
Par coûts de production d’électricité d’une centrale photovoltaïque, on entend le rap-port entre le coût total (€) de la centrale et sa production d’énergie électrique (kWh), relatif à sa durée de vie économique. Le montant des coûts de production d’électricité des centrales photovoltaïque [ISE1] est notamment déterminé par : 1. les investissements initiaux pour la construction et l’installation des centrales ; 2. les conditions de financement, les durées et les rendements ; 3. les coûts d’exploitation pendant la durée d’utilisation de l’installation ; 4. l’ensoleillement ; 5. la durée de vie de l’installation.
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Par le passé, la part principale du coût d'une centrale photovoltaïque, à savoir les frais d'investissement, a baissé en moyenne de 15 % par an, grâce aux progrès technologiques et aux économies d’échelle. La Figure 3 montre l’évolution des prix au cours des dernières années pour les installations en toiture d’une puissance no-minale inférieure ou égale à 10 kWc. Le prix des panneaux photovoltaïques représente un peu plus de la moitié des frais d’investissement pour une centrale photovoltaïque. L’historique montre que les prix des panneaux photovoltaïques suivent, à l’instar de nombreux autres produits, une certaine « courbe d’apprentissage » : à chaque doublement de la puissance totale installée, les prix baissent proportionnellement. La baisse des prix devrait se pour-suivre selon ce même schéma, dès lors que les efforts consentis à l’avenir pour per-fectionner les produits et les processus de fabrication resteront importants.
Systempreis [€/Wp] = Prix du système [€/Wc] Jahr der Installation = Année d’installation
Figure 3 : Prix moyen pour le client final (prix du système, net) d’une installation en toiture prête à fonctionner d’une puissance inférieure ou égale à 10 kWc, données de [BSW]
À la fin de l’année 2012, la puissance photovoltaïque installée dans le monde était d’environ 100 GW, selon une estimation récente de l’Association allemande de l’industrie solaire (BSW-Solar). La Figure 4 montre les prix corrigés de l’inflation pour la zone Euro en 2012.
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21% Preisreduktion bei Verdoppelung der install. Kapazität = Baisse de 21 % des prix en doublant la
capacité installée
Mittlerer Preis PV-Module [€2012/Wp] = Prix moyen des panneaux photovoltaïques [€2012/Wc]
Kumulierte installierte Leistung [MWp] = Puissance installée cumulée [MWc]
Figure 4 : Évolution chronologique des prix des panneaux photovoltaïques (PSE AG/Fraunhofer ISE, source : Strategies Unlimited/Navigant Consulting, estimation pour 2012). La droite montre la tendance de l’évolution des prix.
Les prix moyens sont ceux donnés par Strategies Unlimited et Navigant Consulting. Le prix moyen comprend toutes les technologies majeures du marché, c’est-à-dire le silicium cristallin et les couches minces. La tendance indique une réduction d’environ 20 % des prix en cas de doublement de la puissance installée cumulée.
3.2 Tarif d’achat
Une centrale photovoltaïque de plusieurs mégawatts et, a fortiori, une petite installa-tion photovoltaïque en toiture ne pouvant concurrencer, selon l’appréciation actuelle des coûts (cf. chapitre 3.5), les centrales fossiles et nucléaires sur les coûts de pro-duction d’électricité, les exploitants de centrales photovoltaïques bénéficient en Alle-magne d’un tarif d’achat fixe pendant 20 ans. À l’issue de la période d’amortissement, l’électricité produite par les centrales photovoltaïques est moins chère que n’importe quelle autre électricité, en raison des faibles coûts d’exploitation et de l’absence de coûts liés aux combustibles (« coûts marginaux »). En revanche, même après leur amortissement complet, les centrales fossiles et nucléaires ont be-soin, pour générer de l’électricité, d’acheter constamment des combustibles et d’éliminer les déchets liés à ces derniers.
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EEG, Strompreise [ct/kWh] = EEG, prix de l’électricité [ct/kWh]
PV neu, Gebäude/Lärmschutz klein = Photovoltaïque neuf, bâtiment/mur antibruit de petite taille
PV neu, Freifläche = Photovoltaïque neuf, au sol PV durchschnittl. Vergütung = Photovoltaïque
tarif d’achat moyen
Strompreis Haushalte, brutto = Prix de l’électricité pour les ménages, brut
Strompreis Industrie, netto = Prix de l’électricité pour l’industrie, net
Figure 5 : Tarif d’achat pour l’électricité photovoltaïque suivant la date de mise en service de l’installation en vertu de la loi EEG, tarif d’achat moyen de l’électricité photovoltaïque pour les installations existantes selon [VDN], [R2B], prévisions des gestionnaires de réseaux de trans-port d’électricité et prix de l’électricité [BMWi] ; les pointillés correspondent à des estimations
Le montant du tarif d’achat et l’injection prioritaire d’électricité solaire dans le réseau sont définis par la loi allemande sur les énergies renouvelables (EEG) [EEG1, EEG2]. Ce tarif d’achat doit permettre aux investisseurs d’obtenir une rentabilité suf-fisante et stimuler, grâce à sa diminution progressive, la baisse continue des coûts de production d’électricité des installations photovoltaïques (Figure 5). Pour une installation mise en service en mars 2013, le tarif d’achat varie ainsi, en fonction de la taille et du type de l’installation, entre 11,27 à 16,28 ct/kWh sur les 20 prochaines années. À titre de comparaison, le tarif d’achat pour l’électricité produite par les éoliennes offshore s’élève à 19 ct/kWh à partir de 2012 (tarif d’achat initial, primes incluses) ; mais d’autres coûts et risques s’y ajoutent en raison des nouvelles dispositions en matière de responsabilité pour l’éolien offshore.
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Le tarif d’achat baisse plus vite pour l’électricité photovoltaïque que pour n’importe quelle autre source d’électricité renouvelable. Les grandes installations récentes avaient atteint dès 2011 la « parité réseau » au point de raccordement de la maison : leur tarif d’achat est désormais inférieur au prix de détail brut (Figure 5). Début 2012, les petites installations en toiture ont également atteint la « parité réseau ». Si cette « parité réseau » marque une étape importante qui a pu paraître utopique il y a dix ans, elle n’implique nullement une comparaison des coûts de production d’électricité. Le tarif d’achat EEG moyen pour l’électricité photovoltaïque est de 32 ct/kWh en 2013, compte tenu des installations existantes plus anciennes qui bénéficient de ta-rifs plus élevés. À partir de 2020, les plus anciennes d’entre elles sortiront progressi-vement du dispositif, la période contractuelle de 20 ans arrivant à échéance. Elles continueront néanmoins à produire une électricité dont les coûts de production seront inférieurs à toute autre source fossile ou renouvelable. À partir de 2020, le parc des anciennes installations, aujourd’hui responsable de l’augmentation du tarif d’achat moyen, entraînera vraisemblablement une baisse des coûts. Si l’évolution actuelle des coûts d’électricité et du tarif d’achat se poursuit, la « parité réseau » sera également atteinte dans quelques années pour les clients industriels. La Figure 6 montre les prévisions à l’horizon 2020 pour différents segments du mar-ché.
Stromkosten = Coûts de l’électricité
Haushalte 1 000 kWh/a bis 2 500 kWh/a (2000-2011: +4%/a; ab 2012: +3%/a) = Ménages de
1000 kWh/a à 2500 kWh/an (2000-2011 : +4 %/a; à partir de 2012: +3 %/a)
Haushalte 2 500 kWh/a bis 5 000 kWh/a (2000-2011: +4,6%/a; ab 2012: +3%/a) = Ménages de
2500 kWh/a à 5000 kWh/an (2000-2011 : +4,6 %/a; à partir de 2012: +3 %/a)
Industrie 500 MWh/a bis 2 GWh/a (2000-2011: +5,3%/a; ab 2012: +2,5%/a) = Industrie de 500 MWh/a
à 2 GWh/a (2000-2011 : +5,3 %/a ; à partir de 2012 : +2,5 %/a)
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Industrie 20 GWh/a bis 70 GWh/a (2000-2011: +5%/a; ab 2012: +2,%/a) = Industrie de 20 GWh/a à
70 GWh/a (2000-2011 : +5 %/a ; à partir de 2012 : +2 %/a)
EEG Vergütung für PV = Tarif d’achat pour le photovoltaïque
PV Dachanlage bis 10 kW (2004-2012: -12,6%/a; ab 2013: -13%/a) = Installation photovoltaïque en
toiture jusqu’à 10 kW (2004-2012 : -12,6 %/a ; à partir de 2013: -13 %/a)
PV Dachanlage 10 kW bis 40 kW (2004-2012: -13,9%/a; ab 2013: -13%/a) = Installation photovol-
taïque en toiture de 10 kW à 40 kW (2004-2012 : -13,9 %/a ; à partir de 2013: -13 %/a)
PV Dachanlage größer 40 kW (2004-2012: -13,9%/a; ab 2013: -13%/a) = Installation photovoltaïque
en toiture de plus de 40 kW (2004-2012 : -13,9 %/a ; à partir de 2013: -13 %/a)
PV Freiflächenanlage (2004-2012: -14,4%/a; ab 2013: -13%/a) = Centrale photovoltaïque au sol
(2004-2012 : -14,4 %/a ; à partir de 2013: -13 %/a)
Photovoltaik = Photovoltaïque Haushalte = Ménages Industrie = Industrie Jahr = Année
Figure 6 : Prévision de l’évolution du tarif d’achat et du prix de l’électricité, graphique : B. Bur-ger, Fraunhofer ISE, en date du 14 novembre 2012 ; données : BMU, EEG 2012 et données énergie BMWi
Si le tarif d’achat pour les nouvelles installations a connu pendant plusieurs années une baisse modérée de 5 %/a, la tendance s’est accélérée en 2012, avec une baisse entre 30 et 34 %. Déjà en 2011, la croissance des capacités installées s’était prati-quement arrêtée, avec 7,5 GW nouvellement raccordés (7,4 GW l’année précé-dente). Si le tarif d’achat baisse trop vite, les investisseurs potentiels risquent d’estimer que le marché allemand n’est plus rentable. En 2012, de nombreux fabri-cants, y compris asiatiques, ont dû vendre leurs panneaux photovoltaïques en Alle-magne à un prix inférieur aux coûts de production. Plafonner le développement pourrait certes permettre de limiter de manière précise la croissance annuelle du montant du prélèvement EEG lié au photovoltaïque, mais ce serait envoyer un signal désastreux à tous les acteurs du marché, et reviendrait à leur dire qu’il n’est pas rentable de poursuivre les efforts, y compris ceux visant à faire baisser les coûts. La baisse radicale du tarif d’achat dans les années 2010 à 2012 et la dégressivité prévue pour la suite garantissent que les charges imposées au consommateur d’électricité n’augmenteront plus que faiblement – à condition que le transfert des charges de l’industrie vers les ménages, voulu par les pouvoirs poli-tiques, ne prenne pas davantage d’ampleur.
3.3 La formation des prix à la bourse de l’électricité et l’effet merit order
À la bourse de l’électricité de Leipzig (European Energy Exchange AG, EEX), les prix sont déterminés suivant le principe du « merit order ». Les offres de vente des pro-ducteurs d’électricité pour certains volumes d’électricité, en général définis par leurs coûts marginaux respectifs, sont triées par ordre de prix croissant (Figure 7). Les offres des acheteurs sont triées par ordre décroissant. Le point d’intersection des
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courbes représente le prix de marché du volume total échangé. L’offre la plus chère retenue détermine ainsi la marge bénéficiaire parfois importante des fournisseurs les moins chers, notamment pour le nucléaire et le charbon.
Verkauf = Vente Kauf = Achat Preis = Prix Menge = Volume
Figure 7 : Formation des prix à la bourse EEX [Roon]
Prioritaire selon la loi, l’injection d’électricité photovoltaïque se situe tout au début de l’échelle des prix proposés. Ses coûts marginaux fictifs étant égaux à zéro, l’électricité photovoltaïque se vend toujours. Mais quand elle est disponible, c’est tou-jours un volume important qui est injecté en milieu de journée, aux heures où la charge atteint son pic. Elle passe alors systématiquement avant les onéreuses cen-trales (notamment au gaz et de pompage-turbinage). Le prix de l’électricité en résul-tant baisse donc dans son ensemble, tout comme les bénéfices de la production d’électricité nucléaire ou fossile (Figure 8) ainsi que la rentabilité des centrales de pointe classiques.
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Strompreis in €/MWh = Prix de l’électricité en €/MWh Zusätzlicher Wind-/PV-Strom = Électricité éolienne/photovoltaïque supplémentaire verfügbare Kraftwerksleistung in MW = puissance disponible des centrales en MW schematische Darstellung = présentation schématique Nachfrage = demande Gasturbinen, Pumpspeicher = turbines à gaz, centrales de pompage-turbinage Braun-/Steinkohle, Erdgas-GuD = lignite, houille, cycle combiné gaz naturel Strompreis = prix de l’électricité Strompreis mit zusätzlichem Wind-/PV-Strom = prix de l’électricité avec électricité éo-lienne/photovoltaïque supplémentaire Erneuerbare, Kernkraft = renouvelables, nucléaire
Figure 8 : L’impact des EnR sur la formation des prix à la bourse de l’électricité [WEC]
La Figure 9 montre, à titre d’exemple, le merit order pour l’année 2008 et les prix EEX en fonction de la charge résiduelle, c'est-à-dire selon la différence entre la charge totale du réseau et l’injection privilégiée de l’électricité produite par l’éolien, le photovoltaïque, l’hydraulique et la cogénération. « Comme (...) démontré, il existe une corrélation positive entre le prix de l’électricité et la charge résiduelle. Lorsque l’injection à partir d’énergies renouvelables aug-mente, la charge résiduelle diminue, ce qui entraîne alors une baisse du prix de l’électricité. C’est ce qu’on appelle l’effet merit order. » [Roon] En 2011, les volumes d’électricité échangés sur la bourse de l’électricité correspon-daient à peu près à un tiers de toute la production d’électricité en Allemagne. On peut supposer que la formation des prix à la bourse influence de façon similaire les prix sur les marchés de gré à gré (OTC) [IZES]. La Figure 10 montre le merit order pour l’année 2011.
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Kosten in €/MWh = Coûts en €/MWh Last in GW = Charge en GW Kernenergie = Nucléaire Braunkohle = Lignite Steinkohle = Houille GuD = Cycle combiné gaz Gasturbinen = Turbines à gaz Heizöl = Fioul EEX-Preise als Funktion der Residuallast = Prix EEX en fonction de la charge résiduelle Figure 9 : Merit order pour l’année 2008 et prix EEX [Roon]
Grenzkosten in €/MWh = Coûts marginaux en €/MWh
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verfügbare Netto-Kraftwerksleistung in MW (100% Verfügbarkeit) = Puissance disponible nette des
centrales en MW (disponibilité à 100 %) Kernkraft = Nucléaire Braunkohle = Lignite Steinkohle =
Houille Erdgas = Gaz naturel
Öl = Fioul Primärenergiepreise1: 1. Halbjahr 2011 = Prix de l’énergie primaire1 : 1er semestre
2011
Braunkohle: 4 €/MWh = Lignite : 4 €/MWh Steinkohle: 13€/MWh = Houille : 13 €/MWh
Erdgas: 31 €/MWh = Gaz naturel : 31 €/MWh Öl (HEL): 64 €/MWh = Fioul (extra léger): 64 €/MWh
CO2-Zertifikate: 12 €/t_CO2 = Certificats CO2 : 12 €/t_CO2
1 Preise frei Kraftwerk, bezogen auf den Heizwert = 1 Prix d’importation, en référence au pouvoir calo-
rifique
Figure 10 : Merit order 2011 des centrales traditionnelles [IZES] ; les indications relatives aux prix de l’énergie primaire se réfèrent à la valeur calorifique, les coûts marginaux à l’énergie électrique
Après avoir atteint une valeur maximale de près de 7 ct/kWh en 2009, la valeur bour-sière de l’électricité à prendre en compte pour le calcul des coûts différentiels est tombée à environ 5 ct/kWh. Cette baisse des prix s’explique en grande partie par l’injection croissante d’électricité EnR.
Differenzkosten in Mio. € = Coûts différentiels en millions d’euros
Wert des Stroms/Vermarktungserlös**** in €/MWh = Valeur de l’électricité/recettes issues de la
vente**** en €/MWh
Geothermie*** = Géothermie*** Photovoltaik = Photovoltaïque Biomasse** = Bio-
masse**
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Wind offshore = Éolien offshore Wind onshore = Éolien terrestre Wasserkraft = Énergie hydraulique
Wert des Stroms**** = Valeur de l’électricité****
* für 2012 inkl. Kosten für Marktprämie, Managementprämie, PV-Eigenverbrauch und Flexibilitätsprä-
mie (insgesamt 2012: 1.430 Mio. €) = * pour 2012, y compris les coûts de la prime de marché, de la
prime de gestion, de l’autoconsommation photovoltaïque et de la prime de flexibilité (total 2012 : 1430
millions d’euros)
** Fest, flüssig, gasförmig inkl. Klär-, Deponie- und Grubengas = ** Solide, liquide, gazeux, y compris
gaz d’égout, gaz de décharge et gaz de mine
*** Geothermie nicht sichtbar (2012: 15 Mio. €) = *** Géothermie non visible (2012 : 15 millions
d’euros).
**** Wert des Stroms zur Differenzkostenermittlung bis 2009 Phelix Baseload Year Future Dur-
chschnitt 01.07.-30.06. der vorangegangenen Jahre, 20100/11 errechnet anhand der Vermarktungser-
löse, 2012/13 Phelix Baseload Year Future Durchschnitt 01.10.-30.09. der vorangegangenen Jahre =
**** Valeur de l’électricité prise en compte pour le calcul des coûts différentiels, jusqu’à 2009 moyenne
de l’indice Phelix Baseload Year Future du 1er juillet au 30 juin des années précédentes, 2010/2011
calcul sur la base des recettes issues de la vente, 2012/2013 moyenne de l‘indice Phelix Baseload
Year Future du 1er octobre au 30 septembre des années précédentes Quelle: BDEW = Source :
BDEW
Figure 11 : Évolution de la valeur boursière de l’électricité et des coûts différentiels [BDEW4]
3.4 Prélèvement EEG
La différence entre les coûts dus aux tarifs d’achat et les bénéfices grâce à la vente d’’électricité EnR, complétés par d‘autres postes, est compensée par le prélèvement EEG (Figure
19 (91)
12
Prognose der EEG-Umlage 2013 gemäß AusglMechV vom 15.10.2012 = Prévisions pour le prélève-
ment EEG 2013 en vertu du décret allemand sur le mécanisme de compensation (AusglMechV) du 15
octobre 2012
Nachholung 2012 = Rattrapage 2012
(Nachholung aufgrund Prognoseabweichung) = (Rattrapage en raison des écarts prévisionnels)
Liquiditätsreserve = Réserve de liquidité
Profilservicekosten, Handelsanbindung, Zinskosten, Nachrüstung 50,2 Hz (206 Mio. €) = Coûts liés à
la compensation des écarts prévisionnels, commercialisation, coût des intérêts, mise à niveau 50,2 Hz
(206 millions d’euros).
(Kosten bei ÜNB) = (frais supportés par les gestionnaires de réseaux de transport d’électricité)
Flexi-Prämie Biogas (1 Mio. €) = Prime de flexibilité biogaz (1 million d’euros).
PV-Eigenverbrauch (99 Mio. €) = Autoconsommation photovoltaïque (99 millions d’euros).
Marktprämie = Prime de marché
(Zahlung an Anlage, die nach § 33b EEG direkt vermarkten) = (Versée pour les installations commer-
cialisant directement l’électricité en vertu de l’art. 33b de la loi EEG) Vergütungszahlungen = tarifs
d’achat
(Zahlung an EEG-Anlagenbetreiber mit Festvergütung) = (Appliqués aux exploitants d’installations
EEG bénéficiant d’un tarif d’achat fixe)
Deckungslücke 2013 / Einnahmen aus EEG-Umlage = Déficit de couverture 2013/recettes issues du
prélèvement EEG
20 (91)
(von allen nicht-privilégierten und unter das Grünstromprivileg fallenden Letztverbrauchern) = (de tout
consommateur final non privilégié ou concerné par le privilège électricité verte)
Begrenzte EEG-Umlage für stromintensive Unternehmen (Begrenzung auf 0,05 ct/kWh) = Prélève-
ment EEG plafonné pour les entreprises électro-intensives (plafonné à 0,05 ct/kWh)
Einnahmen aus Vermarktung an der EEX = Recettes issues de la vente sur la bourse EEX
Vermiedene Netzentgelte = Tarifs d’utilisation des réseaux évités
(werden von Netzbetreibern getragen) (supportés par les gestionnaires de réseaux)
insgesamt 20,36 Mrd. € = total 20,36 milliards d’euros
Verteilung auf für die EEG-Umlage anzulegenden Letztverbrauch 2013: 385,86 TWH = Répartition sur
la consommation finale à imputer au prélèvement EEG 2013 : 385,86 TWH
EEG-Umlage 2013: 5.277 ct/kWh = Prélèvement EEG 2013 : 5277 ct/kWh
Figure 12 : Base de calcul du prélèvement EEG 2013 [BDEW4]
Le prélèvement est en principe supporté par le consommateur d’électricité. Pour l’année 2013, le prélèvement EEG a été fixé à 5,27 ct/kWh, montant auquel s’ajoute la TVA pour le consommateur final. La part des aides financières liées aux EnR dans ce montant est de 2,29 ct/kWh, soit moins de la moitié (Figure 13).
Reine Förderkosten = Part des aides financières
Rückgang Börsenstrompreis = Baisse du prix de l’électricité vendue à la bourse
Industrieprivileg = Privilège industrie Marktprämie = Prime de marché Liquiditätsreserve =
Réserve de liquidité
Nachholung aus 2012 = Rattrapage 2012
21 (91)
Figure 13 : Composition du prélèvement EEG 2012 et 2013 [BEE]
Pour l’année 2013, la quote-part prévisionnelle de la production d’électricité photovol-taïque dans le prélèvement EEG, hors coûts externes, est d’environ 60 %, soit 1,38 ct/kWh (Figure 14). Comme le photovoltaïque ne représentera cette année, se-lon les prévisions, qu’environ 26 % de l’électricité EnR totale [ÜNB], il bénéficie d’un soutien privilégié. Ce n’est ni une surprise, ni un hasard. Le soutien disproportionné accordé au photovoltaïque est la conséquence directe du fait que, durant les pre-mières années du dispositif EEG, ses coûts de production et ses tarifs d’achat étaient nettement supérieurs à ceux des autres EnR (p. ex. 7 fois plus élevés que pour l’éolien). Le choix de privilégier le photovoltaïque s’explique également par l’important potentiel de baisse des coûts qui lui a été attribué. Rétrospectivement, on peut constater que les attentes ont été largement dépassées : l’électricité produite par les nouvelles installations photovoltaïques bénéficie d’ores et déjà d’un tarif d’achat nettement plus bas que l’énergie éolienne produite par les nouvelles éo-liennes offshore (tarif d'achat initial, primes incluses).
Wasser = Hydraulique Gase = Gaz Biomasse = Biomasse Géothermie = Géothermie
Wind onshore = Éolien terrestre Wind offshore = Éolien offshore Solar = Solaire
Figure 14: Prélèvement EEG 2013 hors coûts externes [BEE]
Par définition, le prélèvement EEG augmente en fonction des facteurs suivants : 1. augmentation des volumes d’électricité favorisés
En 2012, environ 18 % de la consommation d’électricité étaient le fait de l’industrie électro-intensive, quasiment dispensée du prélèvement. Le surcoût de 2,5 milliards d’euros qui en résulte est supporté par les plus petits consomma-
22 (91)
teurs, c’est-à-dire les ménages et les petits consommateurs industriels et profes-sionnels [BNA].
2. baisse de la consommation d’électricité Les mesures visant à économiser l’électricité font baisser les volumes d’électricité présents dans le réseau et augmentent ainsi le prélèvement par kWh
3. augmentation de l’électricité produite à partir d’EnR, dès lors qu’elle n’est pas autoconsommée
Si l’augmentation de la production d’électricité EnR est en principe souhaitée, elle entraîne, du moins à court terme, une hausse du prélèvement. Cette hausse est directe lorsque le montant des tarifs d’achat augmente, mais elle est aussi indi-recte lorsque les prix des certificats d’émission baissent, favorisant une réduction du prix de l’électricité proposée par les centrales fossiles.
4. effet merit order Injecter de l’électricité photovoltaïque dans le réseau aux heures où les cours de l’électricité sont traditionnellement élevés fait effectivement baisser le prix de l’électricité, tout en augmentant la différence entre le tarif d’achat et la valeur bour-sière de l’électricité sur laquelle se base le calcul du prélèvement.
5. la prime de gestion en tant qu’élément de la prime de marché Le modèle actuel de prime de marché provoque un surcoût de plusieurs centaines de millions d’euros.
3.5 L’électricité PV photovoltaïque est-elle subventionnée ?
Non, c’est la production d’électricité fossile et nucléaire qui est subventionnée. Le soutien accordé à la production d’électricité photovoltaïque ne provient pas de ressources publiques. Il est vrai que bon nombre de présentations simplifiées font état de plusieurs centaines de milliards d’euros versés, ou à verser, dans le cadre du tarif d’achat pour l’électricité photovoltaïque, les qualifiant de « subvention ». Mais, par définition, la subvention est une prestation issue de ressources publiques, alors que la loi EEG prévoit un prélèvement : les consommateurs d’énergie paient une taxe obligatoire pour la transformation du système énergétique. Ce point de vue a d’ailleurs été confirmé par la Commission européenne. Le montant du prélèvement ne correspond d’ailleurs pas à la totalité du tarif d’achat, mais aux coûts différentiels, c’est-à-dire à la différence entre les coûts (soit le tarif d’achat) et les bénéfices (soit le prix estimé pouvant être atteint). Du côté des coûts, le cumul des tarifs d’achats accordés pour l’électricité photovol-taïque se monte à environ 30 milliards d’euros à la fin de l’année 2012. Les béné-fices de l’électricité photovoltaïque sont officiellement évalués à travers le prix de marché de l’électricité, mais le photovoltaïque influence ce prix depuis un certain temps déjà de façon positive, à savoir à la baisse (cf. chapitre 3.3). Les bénéfices de l’électricité photovoltaïque sont donc systématiquement sous-évalués. Les coûts différentiels représentés sur la Figure 15 montrent différentes évolutions du prix de l’électricité selon différents scénarios.
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Szenario 2011 A, gesamte EE-Stromerzeugung = Scénario 2011 A, total production d’électricité EnR
Coûts différentiels, milliards d’euros (2009)/a
Pfad A: Deutlich = Voie A : nette Pfad B: Mäßig = Voie B : modérée Sehr niedrig = Très
faible
Externe Kosten internalisiert = Coûts externes internalisés Ist = Données réelles
Figure 15 : Coûts différentiels du développement des EnR pour l’électricité, sur la base de dif-férentes hypothèses relatives à l'évolution des prix de l'électricité [IFNE] ; en 2011, la part du photovoltaïque dans les coûts différentiels était d’environ 6 milliards d’euros, soit plus de la moitié de ces coûts.
À plus long terme, les coûts différentiels tendront vers zéro, avant de devenir néga-tifs. Le développement des EnR est ainsi le garant, à long terme, d’un approvision-nement en énergie à un coût abordable, sachant que nous n’aurons bientôt plus les moyens de recourir aux énergies fossiles ou au nucléaire. Notre industrie, tout comme les ménages, a besoin de perspectives pour l’approvisionnement futur.
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2011 données provisoires
Catégories d’impact Critères analysés Électricité en milliards d’ €
Chaleur en milliards d’ €
Total ENR en mil-liards d’ €
Effets basés sur l’analyse des sys-tèmes
Coûts différentiels directs 9,3 1,4 10,6
Coûts pour l’énergie d’ajustement 0,16 0,2
Coûts du développement du réseau 0,13 0,1
Coûts des transactions* 0,03 0,03
Total coûts différentiels 9,6 1,4 10,9
Dommages environnementaux évités 8,0 2,1 10,1
Effets de répartition Coûts diff. EEG, surcoûts économiques individuels
13,5 1,2 14,7
soutien annualisé des installations MAP - 0,2
Régime spécial de rémunération 2,2 2,2
Effet merit order* 2,8 2,8
Aides publiques 0,6
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Soutien au marché 0,3
Soutien R&D 0,3
Taxation de l’électricité EnR** 1,6 1,6
Effets macro-économiques
Baisse des importations*** 2,9 3,4 6,02
Investissements (dans les installations de production d’électricité ou de chaleur)
20,0 2,9 22,9
Chiffres d’affaires (fabricants d’installations et de composants)
24,9
Emplois bruts (en nombre de personnes) 381.600
Autres effets non quantifiés
Sécurité d’approvisionnement, évolution technologique, risque d’accident nucléaire, retombées de R&D, exemplarité politique et société
n.a.
* Estimations sur la base de l’année précédente: 2010 ; ** valeur moyenne ; *** total chaleur et électricité, compte tenu de l’augmentation des importations de combustibles biogènes
Données exprimées en prix, à l’exception des dommages environnementaux (prix basés sur 2010)
Figure 16 : Évaluation globale des coûts et bénéfices de la production d’électricité à partir d’EnR [ISI]
La politique en matière d’électricité peut tirer les leçons de ce qui s’est passé dans le secteur résidentiel. L’assainissement à grande échelle des bâtiments n’étant toujours pas à l’ordre du jour, de nombreux ménages à faibles revenus sont aujourd’hui obli-gés de recourir aux allocations de chauffage, dont une partie reviendra finalement à des fournisseurs étrangers de fioul ou de gaz.
Une étude mandatée par le Ministère fédéral allemand de l'Environnement, de la Protection de la nature et de la Sûreté nucléaire (BMU) analyse en détail les coûts et bénéfices de la production d’électricité à partir d’EnR [ISI]. Du côté des coûts, on in-clue les coûts différentiels EEG, c'est-à-dire le surcoût supporté par les fournisseurs d’électricité pour l’achat en vertu de la loi EEG. D’autres coûts sont liés à l’ajustement et au lissage de l’électricité issue de sources EnR intermittentes, grâce à des sources d’électricité complémentaires.
Quel est le prix à payer si la transition énergétique n’est pas mise en œuvre ? Sans connaître précisément ce chiffre, il est difficile d’en évaluer le coût.. Aujourd’hui, les coûts et risques réels de la production fossile et nucléaire d’électricité sont impos-sibles à cerner. Ils concernent en majeure partie l’avenir (catastrophe climatique in-duite par le CO2, accidents nucléaires, stockage final des déchets nucléaires, terro-risme nucléaire, passif à long terme), et de ce fait, la comparaison s’avère difficile. Toutefois, les risques liés à l’énergie nucléaire sont jugés si élevés par les experts qu’aucune assurance ou réassurance du monde ne s’aventure à proposer des con-trats pour les couvrir. Une étude menée par l’entreprise Versicherungsforen Leipzig, chiffre le montant nécessaire pour couvrir le risque d’un accident nucléaire majeur à 6 billions d’euros dans le pire des cas, ce qui augmenterait, en fonction de la période de constitution de ce montant, le prix du kilowattheure dans une fourchette comprise entre 0,14 euros et 67,30 euros [VFL]. Par conséquent, c’est essentiellement le con-tribuable, contraint et forcé, qui assure l’industrie nucléaire, alors que les Allemands sont depuis de nombreuses années majoritairement opposés à l’énergie nucléaire. On peut donc parler d’une subvention dont le coût futur n’est pas chiffrable.
26 (91)
Contrairement aux prévisions plus anciennes, la production d’électricité fossile est aujourd’hui peu grevée des coûts des certificats de CO2, dont le prix est inférieur à 10 euros/t/CO2. En comparaison avec un prix hypothétique mais réaliste de 70 €/t [DLR], les centrales fossiles bénéficient ainsi, en théorie, d’une subvention de plus de 20 milliards d’euros par an. Pour l’année 2010, l’Agence fédérale allemande pour l’environnement a calculé que les subventions néfastes pour l’environnement coû-taient environ 48 milliards d’euro par an aux contribuables [UBA2]. Selon une estima-tion de l’AIE, en 2010, les énergies fossiles ont bénéficié à travers le monde de sub-ventions à hauteur de plus de 400 milliards de dollars. .
27 (91)
4. La production d’électricité photovoltaïque alourdit-elle la facture d’électricité des ménages ?
Oui. Sa tarification dépend toutefois des grands producteurs d’électricité, des distributeurs d’énergie et des pouvoirs politiques. Ces derniers en particulier, définissent la base de calcul et la répartition du prélèvement EEG ainsi que les impôts et les taxes, ce qui se traduit, pour l’heure, par un désavantage pour les ménages. Ce sont finale-ment les distributeurs d’énergie qui fixent le prix de l’électricité destinée aux particu-liers.
Preisanteile in ct/kWh = Répartitiondu prix en ct/kWh Erzeugung, Vertrieb = Production, distribution
Netznutzung = Utilisation du réseau EEG-Umlage = Prélèvement EEG
Offshore-Haftungsumlage = Prélèvement offshore, lié aux dispositions en matière de responsabilité
pour l’éolien offshore
KWK-Umlage = Prélèvement cogénération Strom-NEV Umlage = prélèvement StromNEV
Konzessionsabgabe = concession réseau Stromsteuer = taxe sur l’électricité MwSt. = TVA
Figure 17 : Exemple de composition d’un prix de détail de 29 ct/kWh en 2013 (KWK : loi alle-mande relative à la cogénération ; StromNEV : allègement des entreprises industrielles électro-intensives ; concession réseau : taxe sur l’utilisation de voies publiques)
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En 2012, un ménage-type composé de trois personnes a payé environ 25,7 ct/kWh pour une consommation annuelle de 3500 kWh [BDEW2]. En 2013, selon les prévi-sions les plus récentes, ce prix augmente pour passer à 28 ou 29 ct/kWh ; Figure 17 montre la composition d’un prix de détail à titre d’exemple.
4.1 Influence des gros producteurs d’électricité sur le prix
Malgré l’arrêt forcé de plusieurs centrales nucléaires et la baisse des prix à la bourse de l’électricité, les gros producteurs ont réalisé des bénéfices confortables en 2012. Le résultat opérationnel de 6,4 milliards d’euros réalisé par l’entreprise RWE repré-sente à lui seul environ 50 % des montants à verser en 2013, selon les prévisions, aux exploitants d’installations dans le cadre du tarif d’achat fixé pour l’électricité issue d’EnR (12,6 milliards d’euros). RWE a néanmoins annoncé vouloir réduire ses inves-tissements dans les EnR pour passer d’un milliard d’euros par an à 0,5 milliard d’euros. Ces bénéfices orientent donc le prix de détail à la hausse sans pour autant apporter un soutien significatif à la transformation de notre système énergétique.
4.2 Influence des distributeurs d’énergie sur le prix
Les distributeurs d’énergie justifient volontiers les augmentations du prix de détail de l’électricité par l’augmentation du prélèvement EEG (loi allemande sur les énergies renouvelables, versement d’un acompte selon le montant fixé provisoirement, cf. chapitre 19.1). Si le prix de détail brut a augmenté d’environ 14 ct/kWh pour la pé-riode de 2000 à 2013, le prélèvement EEG n’a augmenté, quant à lui, que de 5,3 ct/kWh nets (Figure 19), soit 6,3 ct/kWh bruts. La majeure partie des hausses de prix n’est donc pas imputable au prélèvement EEG. Les coûts supportés par les distributeurs d’énergie pour l’achat de l’électricité sont en grande partie déterminés par des contrats de fourniture à long terme, et dans une moindre mesure par les prix réalisés sur le marché spot de la bourse de l’électricité de Leipzig. À la bourse de l’électricité, les distributeurs d’énergie profitent du fait que l’injection d’électricité photovoltaïque fait baisser les prix, grâce à l’effet merit order (chapitre 3.3). Avec la puissance photovoltaïque installée aujourd’hui en Allemagne (plus de 30 GW), l’électricité solaire permet d’ores et déjà de couvrir, par temps ensoleillé au printemps et en été, une bonne partie des pointes de charge journalières (cf. Figure 41). En 2011, sur le marché spot de la bourse de l’électricité EEX, le prix du courant produit durant la journée est tombé pour la première fois temporairement au niveau de celui produit la nuit (2,5 ct/kWh). L’électricité photovoltaïque devance les coû-teuses centrales dans le merit order, cf. chapitre 3.3. Si le développement du photo-voltaïque se poursuit, les experts estiment que durant les mois d’été, les cours du marché passeront de plus en plus souvent, et pour une période de plus en plus longue, en dessous du niveau du courant produit la nuit. Pour l’heure, les calculs des coûts et des prélèvements ne reflètent pas encore parfaitement cet effet de l’énergie
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photovoltaïque. À ce jour, beaucoup de distributeurs d’énergie ne répercutent pas cette baisse des prix liée à l’injection photovoltaïque sur leurs clients finals.
4.3 Influence des pouvoirs politiques sur le prix
Les pouvoirs politiques déterminent qui finance le passage aux énergies renouve-lables. Ils ont décidé de largement exempter du prélèvement EEG les entreprises industrielles énergivores, pour lesquelles l’électricité est un poste très coûteux, et prévoient d’étendre encore ces exonérations. Pour l’année 2013, on estime que plus de la moitié du volume d’électricité consommé par l’industrie sera en grande partie exempté du prélèvement (Figure 18), exonération se chiffrant à 6,7 milliards d’euros. Le fardeau qui pèse sur les autres clients, notamment sur les ménages qui représen-tent près de 30 % de la consommation totale d’électricité, en est d’autant plus lourd.
EEG Umlagenbefreiung nach §37 EEG = Exonération du prélèvement EEG en vertu de l’art. 37 de la
loi EEG
Volle EEG-Umlage = Prélèvement EEG à taux plein Geminderte EEG-Umlage = Prélèvement EEG
à taux réduit
Begrenzte EEG-Umlage = Prélèvement EEG plafonné
Figure 18 : Prélèvement EEG selon les volumes d’électricité (industrie seulement)
Ce choix a même eu pour conséquence de baisser, au cours des dernières années, les prix de l'électricité pour l'industrie énergivore, alors que, de l’autre côté, l’augmentation du prélèvement EEG par kWh a été accélérée (Figure 19). Il est pour-tant prouvé que l’industrie énergivore profite du fait que l’électricité photovoltaïque
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fasse baisser les cours du marché aux périodes de pointe de charge. De ce fait, une partie du prélèvement photovoltaïque revient indirectement à l’industrie énergivore : « Les entreprises énergivores qui sont, en grande partie, exonérées du prélèvement EEG ou ne paient qu’un taux réduit de 0,05 ct/kWh, sont celles qui profitent le plus de l’effet merit order. Pour elles, la baisse des prix liée à l’effet merit order surcom-pense largement les coûts du prélèvement EEG. » [IZES] L’industrie électro-intensive profite ainsi de la transition énergétique sans contribuer de manière significative à son financement. Les pouvoirs politiques définissent la différence entre le prix de l’électricité vendue en bourse et le prélèvement EEG, comme la base de calcul du prélèvement EEG. Quand le photovoltaïque fournit le précieux courant au moment de la pointe de charge en milieu de journée, il fait baisser le prix de marché, ce dont profitent les grands consommateurs, mais paradoxalement, il fait aussi monter le prélèvement EEG, au détriment des ménages. Les pouvoirs politiques influent sur les prix de l’électricité produite par des centrales fossiles ou nucléaires. Les politiques publiques fixent le prix des certificats CO2, les exigences en matière de filtrage des fumées, le cas échéant les exigences en ma-tière de stockage final du CO2 (CCS), la taxation de l’électricité nucléaire ou encore les exigences en matière d’assurance et de sécurité pour les centrales nucléaires. À titre d’exemple, le prix des quotas d’émission de CO2, actuellement de 10 €/t, est maintenu à un niveau si bas par les pouvoirs politiques qu’il n’a pratiquement aucune incidence sur les coûts de production d’électricité des centrales à combustibles fos-siles. Une étude réalisée en 2006 a évalué les coûts des dommages, selon « l’estimation la plus favorable », à 70 €/t [DLR]. Les pouvoirs politiques déterminent ainsi dans quelle mesure les consommateurs d’électricité supportent aujourd’hui déjà les risques et charges difficiles à cerner de la production d’électricité fossile et nucléaire. Une prise en compte plus cohérente de ces coûts aura probablement pour conséquence de baisser le prix du mix électrique grâce à l’apport photovoltaïque, alors que le prix global de l’électricité augmentera significativement. En attendant, l’électricité fossile et nucléaire est vendue à des prix qui masquent ses coûts externes qui ne seront connus que dans le futur (cf. point 19.9, [DLR], [FÖS]).
31 (91)
EEG-Umlage, Strompreise [ct/kWh] = prélèvement EEG, prix de l’électricité [ct/kWh]
Strompreis Haushalte, brutto = Prix de détail de l’électricité, brut Strompreis Großind., netto = Prix
d’électricité pour les grandes entreprises, net EEG-Umlage, netto = Prélèvement EEG, net
Figure 19 : Évolution des prix de détail bruts, des prix d’électricité nets pour les gros clients industriels [BMWi] et du prélèvement EEG ; aujourd’hui, les prix de détail bruts sont composés pour moitié d’impôts et de taxes.
Enfin, la taxe sur l’électricité (Figure 17) a été introduite en 1999 pour rendre l’énergie plus chère en la taxant davantage, selon l’exposé des motifs du projet de loi ; les recettes sont essentiellement affectées aux caisses de retraites. Aujourd’hui, beaucoup d'hommes et de femmes politiques réclament de mettre un frein au déve-loppement des énergies renouvelables pour cesser d’alourdir la facture d’électricité des ménages.
4.4 Les locataires subventionnent-ils les propriétaires aisés ?
Non. Ce gros titre tant affectionné par la presse, ici tiré de l’édition du 8 décembre 2011 du journal « Die Zeit », donne une fausse image de la situation. Les coûts de la transi-tion énergétique vers les EnR sont répercutés sur tous les consommateurs d’électricité, y compris les ménages et donc incluant les locataires ; seule l’industrie électro-intensive fait figure d’exception, en accord avec la volonté politique. Outre le photovoltaïque, ces coûts recouvrent également l’éolien et d’autres EnR. Tous les clients peuvent influer sur leur consommation d’électricité par le choix et l’utilisation de leurs appareils, de nombreuses communes proposent des consultations gratuites sur les économies d’énergie et des aides pour l’achat d’appareils plus efficaces.
32 (91)
Près de 40 % des installations photovoltaïques appartiennent à des particuliers (données datant de 2010, cf. Figure 21). Ces personnes sont pour la plupart proprié-taires d’une maison individuelle, mais les locataires peuvent aussi investir dans une centrale photovoltaïque, à travers des installations solaires collectives ou des fonds.
5. Une installation photovoltaïque permet-elle de générer des ren-dements convenables ?
Oui. Le prix des installations et le tarif d’achat de l’électricité permettent à l’heure actuelle de générer partout en Allemagne de bons rendements grâce à la production d’électricité solaire. Dans les régions plus ensoleillées, le rendement est un peu plus élevé que dans celles bénéficiant d’un rayonnement plus faible. En réalité, les diffé-rences régionales en termes d’ensoleillement ne se répercutent toutefois pas à 100 % sur le rendement spécifique (point 19.4), parce que les régions moins ensoleil-lées sont parfois plus ventées, ce qui peut avoir pour effet de baisser la température de fonctionnement des panneaux, ou encore parce que la couverture neigeuse n’est pas la même partout. Pour estimer approximativement les coûts de production d’électricité en valeur actua-lisée, non corrigée de l’inflation (Figure 20), les hypothèses suivantes ont été po-sées :
orientation optimale de la surface (à env. 30 ° au sud)
ratio de performance (point 19.6) de 85 % ;
dégradation de l’installation : baisse de rendement de 0,5 % par an ;
durée de vie de 20 ans ;
frais de fonctionnement courants de 1 % (du prix de l’installation) ;
taux d’inflation de 2 % ;
taux d’intérêt nominal théorique de 5 %. Le total annuel du rayonnement global horizontal moyen est en Allemagne de 1055 kWh/m2/a [DWD].
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EEG-Verg. 2013/04, Dach klein = Tarif d’achat EEG 2013/04, en toiture, petite installation
EEG-Verg. 2013/04, Freifläche = Tarif d’achat EEG 2013/04, au sol
Stromgestehungskosten [ct/kWh] = coûts de production d’électricité [ct/kWh]
Anlagenpreis, komplett [€/Wp] = prix total de l'installation [€/Wc]
Figure 20 : Estimation approximative des coûts de production d’électricité des installations photovoltaïques selon différentes conditions d’ensoleillement
L’estimation des coûts de production d’électricité (LCOE – Levelized Costs of Electri-city) est basée sur la méthode de la valeur actuelle nette. Dans ce cadre, les dé-penses courantes et les LCOE sont actualisés en fonction du taux d’intérêt indiqué au moment de la mise en service. Les dépenses courantes, par exemple pour les assurances et l’entretien, sont corrigées de l’inflation. Les données relatives aux LCOE ne sont pas corrigées de l’inflation, afin de faciliter la comparaison avec le tarif d’achat qui, bien que théoriquement constant, baisse en termes réels. Tant que la valeur de l’électricité, du fait du tarif d’achat ou de l’autoconsommation, est supérieure aux coûts de production d’électricité, un financement à 100 % par ca-pitaux propres, par exemple, permettra d’atteindre un rendement moyen au moins équivalent au taux d’intérêt théorique. Aujourd'hui, il n'est pas possible d’estimer la valeur de l’électricité à compter de la 21e année de fonctionnement. Beaucoup d’installations continueront probablement à produire des volumes d'électricité considérables avec de faibles frais généraux, mais l’estimation doit également tenir compte des capacités futures d’autoconsommation et de la tarification/rémunération des distributeurs d’énergie. Même pendant la durée
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du tarif d’achat EEG, le rendement d’un investissement photovoltaïque n’est pas sans risques. Ni les garanties constructeurs, ni les assurances couvrant les installa-tions ne peuvent ramener le risque de l’investisseur à zéro.
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6. Le photovoltaïque crée-t-il des emplois seulement en Asie ?
Non. En 2012, le secteur photovoltaïque employait quelque 100 000 personnes en Alle-magne, pour un taux d’exportation d’environ 60 % [BSW]. La filière photovoltaïque allemande comprend des entreprises dédiées à
1. la fabrication de matériaux (silicium, wafer, pâtes métalliques, films plastiques, verre solaire) ;
2. la fabrication de produits intermédiaires et finis : fabricants de cellules, de pan-neaux, d’onduleurs, de structures de montage, de câbles, revêtement en verre ;
3. la fabrication d’installations de production ; 4. l’installation (surtout des artisans).
En 2011, les équipementiers allemands du photovoltaïque (fabricants de compo-sants, de machines et d’installations) ont atteint 46 % de parts de marché au niveau mondial, pour un taux d’exportation de 87 % [VDMA]. En ce qui concerne les cellules solaires et les panneaux, l’Allemagne était en 2012 un importateur net, avec un volume de production de 2 GW (Photon 2013-01). Dans d’autres domaines du photovoltaïque, l'Allemagne est clairement un exportateur net, parfois même leader du marché mondial (p. ex. les onduleurs d’une puissance de 12 GW, les installations de production). En 2012, l’Allemagne a perdu de nombreux emplois pour cause de fermetures d’usines et d’insolvabilité ; outre les producteurs de cellules et de panneaux, les constructeurs de machines sont également touchés. Si l’on part de l’hypothèse qu’environ 80 % des panneaux photovoltaïques installés en Allemagne proviennent d’Asie, qu'ils représentent environ 60 % des coûts d'une centrale photovoltaïque (le reste étant surtout des onduleurs et l’installation) et que les coûts de ce système représentent environ 60 % des coûts de production d’électricité (le reste étant le coût du capital), il en résulte que près de 30 % du tarif d’achat bénéficient à l’Asie grâce à l’importation des panneaux. Il faut également sa-voir qu’environ la moitié de la production photovoltaïque asiatique est fabriquée à partir d’installations provenant d’Allemagne. À long terme, la baisse des coûts de fabrication des panneaux photovoltaïques, as-sociée à la hausse des frais de transport et de leur durée, sera propice à une amélio-ration de la compétitivité de l’Allemagne pour la production de panneaux.
36 (91)
7. Les gros producteurs rejettent-ils les installations photovol-taïques ?
Pour l’instant, ils n’ont montré que peu d’intérêt pour la production d’électricité photo-voltaïque. En 2010, la puissance photovoltaïque exploitée en Allemagne était encore en ma-jeure partie détenue par des particuliers et des agriculteurs, le reste étant réparti sur des professionnels, des porteurs de projets et des fonds. Tous confondus, les exploi-tants de centrales EnBW, Eon, RWE et Vattenfall (les « 4 grands », voir Figure 21) détenaient tout juste 0,2 %. Pourquoi ce rejet ? Quand les centrales photovoltaïques fournissent de l’électricité, elles le font durant la journée, aux heures où la demande est très élevée (Figure 41). Le besoin de recourir à d’onéreuses centrales capables de gérer les pointes de charge devient moins im-portant et moins fréquent, ce qui a pour effet de baisser le prix de marché de l’électricité. Conformément aux règles de la bourse, celui-ci s’applique à toutes les centrales qui tournent à ce moment-là (chapitre 3.3). Ainsi, auparavant, les quatre grands producteurs d’électricité pouvaient , en milieu de journée, vendre l’électricité de base peu onéreuse à des prix très lucratifs. Toutefois, en 2011 déjà, le photovol-taïque faisait baisser le prix sur la bourse, causant un effondrement des bénéfices. Ces baisses de prix finiront par impacter, en plus du prix de marché, les contrats de fourniture à long terme. Par ailleurs, au printemps et en été, le photovoltaïque couvre , de plus en plus souvent les pointes de charge journalières. Les capacités des centrales fossiles sont donc moins exploitées, ce qui fait augmenter leurs coûts. Grâce au développement du photovoltaïque et au lissage des pointes de consomma-tion, recourir à l’électricité peu coûteuse des centrales au charbon déjà amorties sera de moins en moins nécessaire durant ces périodes. Alors que les grands producteurs ont, à ce jour, montré peu d’intérêt pour les installations photovoltaïques, les grands projets éoliens, notamment dans le domaine de l’offshore, entrent bien mieux dans leur modèle économique. Les signaux envoyés ces derniers temps sont plus nuan-cés. Ainsi, RWE a annoncé vouloir investir davantage dans les installations photovol-taïques, et EnBW souhaite développer sa production d’électricité renouvelable.
37 (91)
„Große 4“ = « Les 4 grands » Regionalerzeuger = Producteurs régionaux sonstige EVU
= autres distributeurs d’énergie Internationale EVU = distributeurs d’énergie internationaux
Gewerbe = Professionnels Projektierer = Porteurs de projets Fonds/Banken =
Fonds/banques Landwirte = Agriculteurs Privatpersonen = Particuliers
Sonstige = Autres
Figure 21 : Quote-part des propriétaires dans la puissance PV exploitée fin 2010 [trend:research]
8. La recherche sur le photovoltaïque est-elle un gouffre financier ?
Lorsqu’on regarde l’historique (Figure 22), on s’aperçoit que les énergies renouve-lables et l’efficacité énergétique n’entrent que très progressivement dans le centre des préoccupations de la recherche sur l'énergie. La Figure 23 ci-dessous montre les aides accordées par le BMU pour la recherche sur le photovoltaïque.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Jahr
Au
sg
ab
en
[M
io.
€]
Erneuerbare & Energieeffizienz
Nuklear (inkl. Fusion, Beseitigung)
Fossile Energie
38 (91)
Ausgaben [Mio. €] = Dépenses [millions d’euros]. Jahr = Année
Erneuerbare & Energieeffizienz = Renouvelables & efficacité énergétique
Nuklear (inkl. Fusion, Beseitigung) = Nucléaire (y compris fusion, élimination)
Fossile Energie = Énergie fossile
Figure 22 : Dépenses nationales pour la recherche sur l’énergie [BMWi]
Mio. Euro = Millions d’euros
Figure 23 : Volume des aides octroyées en soutien à la recherche photovoltaïque pour 2011, y compris les ressources du programme « Alliance pour l’innovation » [BMU3]
39 (91)
9. L’électricité photovoltaïque sollicite-t-elle trop les réseaux ?
En général, non, s’il y a des problèmes, ils restent ponctuels.
9.1 L’électricité solaire est injectée de façon décentralisée
En Allemagne, plus de 98 % des installations solaires (le pays en compte plus d’un million) sont raccordées au réseau basse tension décentralisé (Figure 24), et produi-sent l’électricité solaire à proximité du lieu de sa consommation [BSW]. Les centrales photovoltaïques de plusieurs MW ne représentent, en Allemagne, que 15 % de la puissance photovoltaïque installée. Une densité élevée d’installations photovoltaïques raccordées à une partie du réseau basse tension peut, par beau temps, entraîner une production d’électricité supérieure à la consommation. Les transformateurs réinjectent alors de la puissance dans le réseau moyenne tension. Si la densité d’installations est très élevée, le poste de transformation est susceptible d’atteindre ses limites de puissance. Une répartition équilibrée des installations photovoltaïques sur les différentes parties du réseau per-met de diminuer la nécessité de développer ce dernier.
Hochspannungsnetz = Réseau haute tension Übertragungsnetzbetreiber = gestionnaires de ré-
seaux de transport d’électricité Großstadt = Grande ville Mittelspannungsnetz = Réseau
moyenne tension Niederspannungsnetz = Réseau basse tension
Figure 24 : Injection d’électricité photovoltaïque [BSW]
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9.2 La production d’électricité solaire peut être planifiée
Grâce à la fiabilité des prévisions météorologiques nationales, il est aujourd’hui tout à fait possible de planifier la production d’électricité solaire (Figure 25). Le caractère décentralisé de cette production permet une stabilité importante dans la production d’électricité photovoltaïque en Allemagne, même si le ciel est couvert dans certaines régions.
Geplante versus tatsächliche Produktion Solar = Production solaire planifiée vs. réelle
Geplante Produktion Solar = Production solaire planifiée
Tatsächliche Produktion Solar = Production solaire réelle
Figure 25 : Production réelle et planifiée d’électricité, par heure, en 2012 [ISE4]
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9.3 Production de pointe nettement inférieure à la puissance installée
En raison de pertes d’origine technique (ratio de performance <= 90 %, cf. chapitre 19.6) et de l’hétérogénéité des conditions météorologiques, les journées permettant en Allemagne d’obtenir une production d’électricité supérieure à 70 % de la puis-sance nominale installée (cf. chap. 9.5) sont vraisemblablement rares. Le fait de limiter ou réduire la puissance (« délestage de consommation ») à 70 % de la puissance nominale de chaque installation entraîne une perte de recettes estimée entre 2 et 5 % [Photon International 2011-07, p.58]. Une disposition légale qui rend cette réduction de puissance obligatoire pour les petites installations, est entrée en vigueur en 2012, cf. chapitre 9.5 ci-après.
9.4 Le solaire et l’éolien sont complémentaires
Anzeigejahr: 2012 = Année représentée : 2012 Solar = Solaire Wind = Éolien
Figure 26 : Puissance moyenne par heure pour l’injection d’électricité solaire et éolienne en 2012 [ISE4]
42 (91)
Jahr 2011/Jahr 2012 = Année 2011 / 2012
Januar Februar März April Mai Juni Juli August Sept. Oktober Nov. Dez. = janvier février mars avril
mai juin juillet août sept. octobre nov. déc.
Legende: Wind Solar = Légende : éolien solaire
Figure 27 : Production d’électricité photovoltaïque et éolienne par mois en 2011-2012 [ISE4]
Pour des raisons climatiques, il existe en Allemagne une corrélation négative entre un ensoleillement important et des vents forts. En 2012, pour une puissance installée de l’ordre de 30 GW pour le photovoltaïque et de 30 GW pour l’éolien, le total injecté dans le réseau n’a que rarement dépassé les 30 GW durant la période du 1er janvier au 30 septembre (Figure 26). Une réduction de puissance n’entraîne donc pas de pertes significatives. Un mélange équilibré de différentes capacités de production d’électricité sur la base du solaire et de l’éolien est largement préférable à un déve-loppement unilatéral tel que celui proposé par un modèle de soutien concurrentiel (p. ex. le modèle de quotas).
9.5 Combien d’électricité photovoltaïque notre réseau électrique actuel sup-porte-t-il ?
Le caractère décentralisé et surfacique de la production d’électricité par le photovol-taïque est propice à une intégration et une distribution via le réseau électrique exis-tant. Les grandes centrales photovoltaïques ou les accumulations locales de plus petites installations dans des régions faiblement peuplées, exigent parfois de renfor-cer le réseau de distribution et les postes de transformation. À l’avenir, il conviendrait
43 (91)
de mieux adapter le développement du photovoltaïque à la consommation, afin de faciliter la distribution de l’électricité solaire. La Bavière et le Brandebourg ont installé une puissance photovoltaïque par habitant de 3 à 4 fois supérieure à la Sarre, la Rhénanie-Du-Nord-Westphalie, la Saxe ou la Hesse. À mesure que sa puissance augmente, le photovoltaïque est de plus en plus mis à contribution pour stabiliser le réseau. L’amendement de la loi EEG du 1er janvier 2012 exige également des installations raccordées au réseau basse tension, qu’elles participent à la gestion de l’injection, soit à distance via le gestionnaire de réseau, soit par une réduction automatique de la puissance dès que celle-ci atteint 70 % de la puissance active. En vertu de la directive basse tension VDE AR-N-4105, entrée en vigueur au 1er janvier 2012, les onduleurs doivent disposer de fonctions de sou-tien du réseau. « ... l’injection décentralisée et proche du consommateur de l’électricité photovol-taïque dans les réseaux de distribution permet de réduire les coûts d’exploitation des réseaux, notamment en ce qui concerne le réseau de transport d’électricité. Un autre avantage de l’injection d’électricité photovoltaïque est lié au fait que les installations photovoltaïques sont en principe en mesure, outre l’injection de puissance active, de fournir d’autres services réseaux à moindre coût (tels que la régulation locale de la tension). Parfaitement adaptées à une intégration dans des systèmes plus larges de gestion du réseau, elles peuvent contribuer à améliorer la stabilité et la qualité du réseau. » [ISET2] Le profil de production de l’électricité photovoltaïque est si bien adapté au profil de charge du réseau électrique que, dans les années à venir, la totalité de la demande d’électricité se trouvant dans la plage de 40 à 80 GW dépassera à tout moment l’offre d’électricité photovoltaïque, même si le développement du photovoltaïque est poursuivi. En revanche, il existe de plus en plus de conflits liés aux centrales moins réactives (notamment nucléaires et au lignite), dont la puissance est pratiquement impossible à réduire. Pendant des périodes de forte chaleur, il a parfois été nécessaire de réduire la puis-sance des centrales fossiles et nucléaires pour éviter une surchauffe des fleuves uti-lisés comme sources de refroidissement. Le photovoltaïque installé en Allemagne a remédié à ce problème et permet même de pallier à ce genre de situation dans les pays voisins tels que la France.
10. La production de panneaux photovoltaïques est-elle très énergi-vore ?
Non. Le temps de retour énergétique des installations solaires dépend de la technologie utilisée et de leur emplacement. Pour un rayonnement global horizontal de 1055 kWh/m2 par an (valeur moyenne pour l’Allemagne), il est d’environ 2 ans [EPIA]. La durée de vie des panneaux solaires est de l’ordre de 20 à 30 ans. Une installation solaire fabriquée aujourd’hui produira donc au moins dix fois plus
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d’énergie qu’il n’en a fallu pour la fabriquer. Cette valeur est amenée à s’améliorer grâce à l’optimisation énergétique des processus de fabrication.
11. La croissance photovoltaïque concurrence-t-elle la production vivrière ?
Non. À la fin de l’année 2009, environ 12,5 % de la puissance photovoltaïque installée cumulée concernait des installations au sol [Landtag], le reste étant majoritairement placé sur des toitures de bâtiments. Une partie de ces surfaces sont des terres arables ; au Bade-Wurtemberg, en 2009, c’était le cas pour la moitié d’entre elles. Ne bénéficiant plus de soutien dans le cadre de la loi EEG depuis juillet 2010, l’implantation d’installations photovoltaïques au sol sur des terres arables a pris fin. Aujourd’hui, son développement se limite à certains types de friches reconverties. Aucun des scénarios de développement ne prévoit une utilisation significative de terres arables par le photovoltaïque. Le débat public sur ce thème paraît encore plus étrange dans le contexte des plans actuels de l’Union européenne, visant à geler 7 % des terres arables, soit 600 000 hectares en Allemagne. Différentes approches regroupées sous le terme « agro-photovoltaïque » existent, et permettent de combiner les utilisations agricole et photovoltaïque des terres [Beck]. Un certain nombre de plantes utilitaires ne souffrent pas d’un ensoleillement réduit, d’autres en tirent même des bénéfices.
12. Les installations photovoltaïques sont-elles efficaces en Alle-magne ?
Au cours des dernières années, le rendement nominal (cf. chapitre 19.2) des pan-neaux photovoltaïques à base de wafers disponibles sur le marché (soit des pan-neaux dont les cellules sont composées de tranches de silicium) a augmenté d’environ 0,3 % par an pour atteindre des valeurs moyennes allant de 14 à 15 % et des valeurs maximales de 20 %. Ces panneaux ont donc une puissance nominale de 140 à 150 W par m², voire de 200 W pour les plus performants. Le rendement nomi-nal des panneaux à couches minces n’est que de l’ordre de 6 à 11 %, atteignant au maximum 12 à 13 %. Les performances réelles des installations photovoltaïques ne correspondent pas à leur rendement nominal, car d’autres pertes surviennent au cours de leur exploita-tion. Ces effets sont regroupés sous la notion de ratio de performance (ou perfor-mance ratio, PR). Un système photovoltaïque installé aujourd’hui atteindra, sur l’année, un ratio de performance allant de 80 à 90 %, incluant toutes les pertes liées à la température réelle de fonctionnement, aux variations de l’ensoleillement, à la salissure, aux résistances de lignes ou encore aux pertes de conversion de l’onduleur. Ce dernier transforme en effet le courant continu fourni par les panneaux pour pouvoir l’injecter dans le réseau. Le rendement des nouveaux onduleurs photo-voltaïques est actuellement de l’ordre de 98 %, quelle que soit la technologie utilisée pour les panneaux.
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En Allemagne, des rendements spécifiques de l’ordre de 900 kWh/kWc, voire de plus de 1000 kWh/kWc pour les régions ensoleillées, sont obtenus en fonction du rayon-nement et du ratio de performance. Ces valeurs correspondent à environ 130 kWh par m² de panneau, ou environ 180 kWh/m² pour les plus performants. Un foyer de 4 personnes consomme en moyenne environ 4400 kWh d’électricité par an, ce qui cor-respond au rendement annuel d’une surface de panneaux ordinaires de 34 m². La surface de la toiture d’une maison individuelle suffit ainsi à couvrir, grâce à une ins-tallation photovoltaïque, la totalité du besoin annuel d’électricité d'une famille. Sur les toits plats et au sol, les panneaux sont surélevés pour améliorer leur rendement. Orientés au sud et avec l’écartement approprié, ils peuvent couvrir une surface équi-valente à 2,5 fois leur propre superficie. À titre de comparaison, pour la production d’électricité à partir de cultures énergé-tiques, le rendement relatif au rayonnement est nettement inférieur à 1 %. Ce taux baisse encore en cas d’utilisation de matières fossiles organiques telles que le char-bon, le pétrole ou le gaz naturel. En général, le rendement des centrales à combus-tion se réfère à la conversion de l’énergie chimique déjà contenue dans la source d’énergie fossile. Pour les centrales à charbon en Allemagne, on évoque alors un rendement moyen autour de 38 %. La combustion de biocarburants dans des véhicules fournit également des rende-ments modestes par rapport à l’énergie du rayonnement et la surface utilisée. La Figure 28 compare l’autonomie de véhicules utilisant différents biocarburants avec celle d'un véhicule électrique (propulsion hybride rechargeable) dont l’énergie de propulsion est fournie par un champ photovoltaïque de même taille. À pleine charge, les véhicules hybrides rechargeables fabriqués en série peuvent rouler environ 20 à 50 km en mode 100 % électrique. Les véhicules 100 % élec-triques offrent des autonomies qui avoisinent les 200 km (p. ex. 175 km d’autonomie normalisée pour la Nissan Leaf, dotée d’une capacité de stockage de 24 kWh).
Strom aus PV (1) = électricité photovoltaïque (1) Biomass to Liquid (3) = Biomass to Liquid (3)
Biodiesel (3) = Biodiesel (3) Bioethanol (2) = Bioéthanol (2) Reichweite in km/a = Autonomie en
km/a
(1) Plug-In-Hybridantrieb, 20 kWh/100 km = Propulsion hybride rechargeable 20 kWh/100 km
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(2) Ottomotor 7,4 l/100 km = (2) Moteur à essence 7,4 l/100 km (3) Dieselmotor 6,1 l/100 km = (3)
Moteur diesel 6,1 l/100 km
Figure 28 : Autonomie d’un véhicule pour un rendement annuel de 1 a = 100 m2 de culture énergétique (2,3) et de 40 m2 de panneaux photovoltaïques, surélevés sur un terrain plat de 100 m2, sources : Bruno Burger, Fraunhofer ISE (1) et Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe (2),(3)
Dans le Sud de l’Espagne ou en Afrique du Nord, les rendements spécifiques peu-vent atteindre jusqu’à 1600 kWh/kWc, mais la longueur des voies d’acheminement vers l’Allemagne engendre d'importantes pertes d'énergie et un surcoût considérable. En fonction du niveau de tension, les pertes en ligne varient entre 0,5 et 5 % par 100 km. Les lignes destinées au transport de courant continu haute tension (TCCHT) permettent de réduire les pertes de transport d’électricité à moins de 0,3 % par 100 km ; auxquelles s’ajoutent les pertes de conversion. Une ligne de TCCHT d’une longueur de 5000 km présenterait ainsi environ 14 % de pertes en ligne.
12.1 Les installations photovoltaïques se dégradent-elles ?
Oui, mais très lentement. Les panneaux photovoltaïques à base de wafers vieillissent si lentement que les scientifiques ont du mal à mettre en évidence les pertes de puissance. Une étude réalisée en Allemagne sur 14 installations équipées de panneaux polycris-tallins et monocristallins a fait ressortir une dégradation moyenne équivalente à 0,1 % de diminution de rendement par an, pour l'ensemble de l’installation, y compris les panneaux [ISE2]. Dans ce contexte, l’hypothèse souvent avancée de 0,5 % de pertes de puissance par an paraît défavorable. Les valeurs mentionnées ne comprennent pas les temps d’arrêt liés à des vices de fabrication. En fonction du matériau des cellules solaires, une dégradation de 1 à 2 % induite par la lumière vient s’ajouter durant les premiers jours de fonctionnement, comme l’ont démontré de nombreuses mesures réalisées par Fraunhofer ISE. La puissance nominale indiquée pour les panneaux se réfère en général au fonctionne-ment après la dégradation initiale. Pour beaucoup de panneaux à couches minces, nous n’avons pas encore assez de recul pour avoir des données statistiques suffisantes. Selon les types, on constate des dégradations initiales significatives durant les premiers mois de fonctionnement ainsi que des variations saisonnières de la puissance.
12.2 Les panneaux photovoltaïques s’encrassent-ils ?
Oui, mais en Allemagne, dans la très grande majorité des cas, la pluie nettoie les installations, de sorte que les salissures ne provoquent guère de pertes de rende-ment. Ce qui peut poser problème, ce sont les panneaux très faiblement inclinés et situés à proximité de chutes de feuilles ou de sources de poussières
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12.3 Les installations photovoltaïques fonctionnent-elles rarement à pleine charge ?
Oui. L’indice « heures de pleine charge » désigne le quotient de l’énergie réellement produite au cours d’une année et de la puissance nominale de la centrale (cf. cha-pitre 19.3). En raison des conditions d’ensoleillement, les installations photovol-taïques ne fonctionnent que pendant un peu moins de la moitié des 8760 heures que compte l’année, et ce la plupart du temps en charge partielle. Dans son scénario des tendances pour la période 2013-2017, l’étude « Prévisions pour l'année 2013 et pré-visions à moyen terme à l’horizon 2017 de production d'électricité en Allemagne à partir de centrales bénéficiant du dispositif de soutien prévu par la loi EEG » [R2B] table sur une moyenne d’environ 970 heures de pleine utilisation pour les installa-tions photovoltaïques exploitées toute l’année en Allemagne. La Figure 29 donne un aperçu complet des prévisions en matière d’EnR.
Volllaststunden [h] = Heures de pleine charge [h] Biomasse = Biomasse Wasser = Hydraulique
Wind offshore = Éolien offshore Geothermie = Géothermie Gase = Gaz PV = Photovoltaïque
Figure 29 : Prévision des heures de pleine charge pour les installations exploitées toute l’année, valeurs moyennes pour la période 2012-2016, données de [R2B]
En Allemagne, la somme moyenne du rayonnement horizontal pour la période de 1981 à 2010 est de 1055 kWh/m2/a et varie selon l’emplacement entre environ 951 et 1257 kWh/m2/a [DWD]. La Figure 30 montre la répartition dans tout le pays. Pour maximiser leur rendement, les panneaux photovoltaïques sont inclinés d’un angle de 30 à 40 ° par rapport à l'horizontale, et orientés au sud. La somme du rayonnement au niveau du panneau est ainsi supérieure d'environ 15 % à la somme du rayonne-ment horizontal ; pour l’Allemagne, elle est en moyenne d’environ 1200 kWh/m2/a. Avec un ratio de performance (PR, cf. chapitre 19.6) de 85 % et une orientation idéale, il serait ainsi possible d’atteindre une moyenne de plus de 1030 heures de pleine charge en Allemagne. Toutes les installations n’étant pas idéalement orien-
48 (91)
tées, et beaucoup fonctionnant encore avec un PR plus faible, la moyenne réelle d’heures de pleine charge est un peu plus faible. Un système de suivi permet d’augmenter significativement le nombre d’heures de pleine charge des panneaux photovoltaïques (point 15.3.1). Pour les éoliennes, le nombre d’heures de pleine charge augmente avec la hauteur du moyeu. Si nécessaire, les centrales nucléaires, au charbon, et au gaz, peuvent fonctionner quasiment en permanence à leur puissance nominale (1 année = 8760 h). Selon [BDEW1], les centrales au lignite ont en réalité atteint 6640 heures de pleine charge en 2007, contre 3550 pour les centrales à houille.
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Jahressumme = total annuel statistische Werte: = valeurs statistiques : abs. Max. = maximum ab-
solu Mittel = moyenne abs. Min. = minimum absolu Wissenschaftliche Bearbeitung: = Trai-
tement scientifique : DWD, Abt. Klima- und Umweltberatung, Pf 30 11 90, 20304 Hamburg = DWD,
Service conseils climatiques et environnementaux, BP 30 11 90, 20304 Hambourg Tel.: 0049 (0) 40 /
66 90-19 22;courriel: [email protected]
Figure 30 : Somme annuelle du rayonnement global horizontal en Allemagne, moyenne pour la période de 1981 à 2010 [DWD]
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13. Le photovoltaïque contribue-t-il de façon pertinente à éviter les émissions de CO2 ?
Oui. En raison du faible rendement de la production d’électricité à partir du charbon, chaque kWh d’électricité photovoltaïque permet d’économiser environ 2,3 kWh d’énergie primaire ; pour l’électricité éolienne, il s’agit de 2,6 kWh ( Figure 31). L’économie cumulée d’énergie primaire réalisée grâce au photovoltaïque à la fin de l’année 2011 est supérieure à 100 TWh, pour 50 TWh de production d’électricité solaire. Comme l’électricité produite à partir du gaz naturel est plus chère que celle produite à partir du charbon, et comme les centrales au gaz peuvent mieux suivre la charge résiduelle, le développement des EnR a ces derniers temps fait baisser la part d’électricité produite à partir du gaz naturel, au profit de celle produite grâce au charbon.
Strom = Électricité Braunkohle = Lignite Steinkohle = Houille Erdgas = Gaz naturel
Mineralöl = Pétrole Wasserkraft = Énergie hydraulique Windenergie = Éolien Photovoltaik =
Photovoltaïque
Feste Biomasse (HKW) = Biomasse solide (centrale thermique à production combinée) Flüssige Bio-
masse (BHKW) = Biomasse liquide (centrale de cogénération)
Biogas (BHKW) = Biogaz (centrale de cogénération) Klär-/Deponiegas (BHKW) = gaz d’égout, gaz
de décharge (centrale de cogénération) Biogener Anteil des Abfalls = Pourcentage biogène des dé-
chets Géothermie = Géothermie
Figure 31 : Utilisation d’énergie primaire pour la production d’électricité selon les sources d’énergie [EEBW]
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Pour l’électricité photovoltaïque, le contenu CO2 évité est de 700 g éq CO2/kWh [BMU1]. Le contenu CO2 évité est égal au quotient des émissions évitées et de la production d’électricité. Outre les gaz à effet de serre, il comprend d’autres polluants atmosphériques. Une centrale à houille émet environ 949 g CO2/kWh pour la produc-tion d’électricité, contre environ 1153 g/kWh pour une centrale au lignite. Par ailleurs, la politique énergétique allemande a un impact important sur le plan in-ternational. Certes la part de l’Allemagne dans la consommation d’électricité mon-diale n’était que d’environ 3 % en 2008, affichant une tendance à la baisse. Mais l’Allemagne a fait figure de précurseur pour le développement d’instruments poli-tiques propices à encourager les EnR, notamment avec la loi EEG. Les dispositifs de la loi EEG ont suscité – et suscitent encore – un vif intérêt dans le monde entier, de nombreux pays s’en étant inspirés pour définir des dispositions similaires. Le fait que les Allemands tournent le dos au nucléaire a également fait mouche sur le plan inter-national. La loi allemande EEG a considérablement accéléré la baisse globale des prix de la technologie photovoltaïque, rendant ainsi l’électricité photovoltaïque abordable pour beaucoup de personnes dans les pays en voie de développement. De ce point de vue, la loi EEG est en effet « probablement le programme d’aide au développement le plus efficace de tous les temps dans ce domaine » (Bodo Hombach dans le quoti-dien Handelsblatt du 11 janvier 2013), et permet également aux pays en voie de dé-veloppement d'économiser d’importants volumes de CO2.
14. Les installations photovoltaïques remplacent-elles les centrales fossiles et nucléaires ?
Non, du moins pas dans les prochaines années. Tant que le réseau n’offre pas de capacités de stockage courant-à-courant significa-tives, le photovoltaïque et l’éolien permettront certes de réduire la consommation de combustibles fossiles, les importations d’énergie et les émissions de CO2, mais ne remplaceront pas les capacités de puissance fossiles et nucléaires. L’épreuve de vérité vient avec les jours d’hiver gris et sans vent, lorsque la consommation d’électricité atteint des valeurs maximales sans que le solaire ou l'éolien ne fournis-sent de l'électricité. D’autre part, le photovoltaïque et l’éolien concurrencent de plus en plus souvent les centrales traditionnelles moins réactives (nucléaire, lignite). Il est donc urgent de remplacer ces centrales, essentiellement destinées à répondre à la charge de base, par des centrales plus souples, de préférence des systèmes de cogénération ca-pables de gérer l’électricité et équipés d’un système de stockage thermique (point 15.3.2).
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15. Pouvons-nous couvrir une part importante de nos besoins en énergie grâce à l’électricité photovoltaïque ?
Oui, dans la mesure où nous adaptons notre système énergétique et les structures du secteur de l’énergie aux nouvelles exigences. Une première synthèse succincte résume les étapes à franchir, selon nos connaissances actuelles ; des explications plus détaillées seront fournies dans les autres paragraphes de ce chapitre : À l’horizon 2020 : priorité à la « flexibilisation »
1. le développement de la puissance photovoltaïque installée atteindra au moins 52 GW, il sera proche des lieux de consommation, impliquera une orientation est/ouest ou un système de suivi pour lisser la production, et les onduleurs dis-poseront de fonctions leur permettant de soutenir le réseau, ce pour obtenir une production d’environ 50 TWh/a d’électricité solaire en 2020, avec des puissances maximales de 36 GW ;
2. une partie de la consommation électrique sera adaptée à la disponibilité de l’électricité photovoltaïque (et éolienne), grâce à la maîtrise de la demande (si-gnaux émis par les installations photovoltaïques locales ou par le réseau, tarifica-tion) ;
3. les centrales basées sur des sources d’énergies renouvelables et stockables (hydroélectricité au fil de l’eau, biomasse) seront optimisées pour un fonctionne-ment complémentaire (bassin de rétention, système de stockage) ;
4. l'approvisionnement centralisé en chaleur grâce aux centrales de cogénération équipées de dispositifs de stockage thermique, idéalement pourvus d’une option de chauffage électrique à l’aide d’une pompe à chaleur/d’un chauffage à résis-tance, sera développé à toutes les échelles, depuis une micro-centrale de cogé-nération dans les immeubles résidentiels, à travers les réseaux de chauffage lo-caux ou à distance ;
5. pour la distribution de chaleur décentralisée, la part des pompes à chaleur avec stockage thermique sera développée ; pour la distribution de froid, le stockage sera développé ;
6. selon les prévisions actuelles, la puissance et les capacités de stockage par pompage seront augmentées de 30 à 40 % ;
7. les centrales à houille seront, dans la mesure du possible, optimisées pour per-mettre un fonctionnement complémentaire souple, les centrales nucléaires et au lignite seront fermées au fur et à mesure ;
8. les interconnexions du réseau électrique avec nos pays voisins seront renfor-cées.
À l’horizon 2040-2050 : priorité au « stockage »
1. la puissance photovoltaïque passera progressivement à environ 200 GW, pour une production d’électricité solaire d’environ 190 TWh/a ;
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2. l’approvisionnement en chaleur sera basé à 100 % sur les EnR, l'isolation ther-mique des bâtiments sera optimisée ;
3. les transports seront basés à 100 % sur de l’électricité/des gaz EnR ; 4. la transformation et le stockage des EnR (notamment courant-à-courant) seront
massivement développés grâce aux gaz EnR et aux batteries ; 5. la consommation de combustibles fossiles cessera complètement.
Gewinnung = Production Wandlung = Transformation Speicherung = Stockage
Verbrauch = Consommation PV = Photovoltaïque Wind = Éolien Biomasse = Biomasse
Stromnetz = Réseau électrique Speicher-KW = Centrale de pompage-turbinage
Wasser-KW = Centrale hydraulique Wasserspeicher = Réservoir d’eau
Wärmepumpe = Pompe à chaleur Elektroheiz. = Chauffage électrique
BHKW = Centrale de cogénération Wärmespeicher = Stockage de la chaleur
Wärmenetze = Réseaux de chaleur Fermenter = Fermenteur Elektrolyseur = Électrolyseur
Gasspeicher = Stockage du gaz Gasnetze = Réseaux de gaz Mobilität = Mobilité
Laderegler = Régulateur de charge Elektro-chem. Speicher = Stockage électrochimique
Kompr./Turb. = Compresseur/turbine Druckluftspeicher = Stockage d’air comprimé
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Figure 32 : Représentation schématique simplifiée d’un système d’énergies renouvelables comprenant les éléments essentiels liés au réseau électrique dans les catégories extrac-tion/production, transformation, stockage et consommation ; TIC : technologies d’information et de communication ; encadrés en pointillés : aujourd’hui disponibles en très faibles puis-sances/capacités
Aujourd’hui, il est techniquement et économiquement possible d’envisager un sys-tème énergétique 100 % EnR. La Figure 32 montre les éléments essentiels liés au réseau électrique, allant de l’extraction/la production jusqu’à la consommation. La consommation d’électricité pour l’énergie mécanique et pour la production de froid se base en partie sur l’offre d’électricité du moment, afin de réduire la nécessité de stockage.
15.1 Scénarios énergétiques
Ni faits, ni pronostics, les scénarios énergétiques repris ici visent à fournir un con-texte pour évaluer des potentiels techniques et économiques. Notre système énergétique actuel, basé sur la production fossile et nucléaire, est obsolète. Il existe une multitude de scénarios énergétiques pour les décennies à ve-nir, et ils misent de plus en plus sur les EnR. La rapidité du développement et de la baisse des coûts du photovoltaïque en Allemagne a d’ores et déjà surpassé bon nombre de ces études. Les scénarios à long terme et les stratégies pour le développement des énergies re-nouvelables en Allemagne élaborés sur demande du BMU [IFNE], tablent, pour la fin de l’année 2020, sur une puissance photovoltaïque installée d’environ 53 GW (Figure 33). 950 heures de pleine charge hypothétiques en 2020 équivaudraient ainsi à une production d'électricité solaire de 50 TWh.
Installierte Leistung = Puissance installée Wasserkraft = Énergie hydraulique
Biomasse = Biomasse Windenergie = Éolien Photovoltaik = Photovoltaïque
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Figure 33 : Scénario « 2011 A » pour le développement de la production d’électricité EnR, don-nées de [IFNE]
Une étude réalisée par l’Agence fédérale allemande de l’environnement arrive à la conclusion qu’une production d’électricité basée entièrement sur les énergies renou-velables sera techniquement possible et écologiquement viable en 2050 [UBA1]. Cette étude se base sur une puissance photovoltaïque installée totale de 120 GW en 2050, alors que le potentiel technique et écologique permettrait, selon une estimation prudente, d’obtenir une puissance installée de 275 GW. La Figure 34 illustre un con-cept de transformation et de stockage prenant en compte le secteur de l’électricité et de la chaleur.
Photovoltaik = Photovoltaïque Wind onshore = Éolien terrestre Wind offshore = Éolien offshore Was-
serkraft = Énergie hydraulique Strom Import = Importation d’électricité
Batteriespeicher = Stockage par batterie Power-to-Gas = Power-to-Gas
Biomasse = Biomasse Fossile Energie = Énergie fossile Methan Speicher = Stockage de mé-
thane
Pumpspeicher = Stockage par pompage-turbinage GuD = Cycle combiné gaz KWK zentral =
Cogénération centralisée Solarthermie zentral = Solaire thermique centralisé Elektr. Wä-
rmepumpe = Pompe à chaleur électrique
Solarthermie = Solaire thermique Mini-KWK = Mini-cogénération Gas-Wärmepumpe = Pompe
à chaleur gazWärmespeicher zentral = Stockage centralisé de la chaleur Wärmespeicher =
Stockage de la chaleur Elektr. Last = Charge électrique Überschuss-Strom = Électricité excédentaire
Strom Export = Exportation d’électricité Wärmelast KWK + solar zentral = Charge calorifique cogéné-
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ration + solaire centralisé Wärmelast total = Charge calorifique totale Wärmelast elektr. WP
+ solar = Charge calorifique pompe à chaleur électrique + solaire
Wärmelast Mini-KWK + solar = Charge calorifique mini-cogénération + solaire
Wärmelast Gas-WP + solar = Charge calorifique pompe à chaleur gaz + solaire Überschusswärme =
Chaleur excédentaire
Figure 34 : Scénario d’un système énergétique allemand, représentation schématique de la structure du système. [ISE5]
Figure 35 : Scénarios sur les quotes-parts des sources d'énergie dans la production d'électrici-té en Allemagne [ISE3]
Fraunhofer ISE a créé un scénario sur la base du concept énergétique élaboré par le réseau de recherche FVEE [FVEE] qui prévoit 30 % d’électricité photovoltaïque en 2050. La Figure 35 montre, à titre de comparaison, plusieurs scénarios de cette étude pour l'approvisionnement en électricité en 2020 et en 2050. Une étude réalisée par le magazine Photon estime qu’une puissance photovoltaïque installée d’environ 170 GW correspondrait à l’optimum économique pour le mix de production [PHOTON], dans le cadre d’un scénario de développement axé sur une production d’électricité 100 % solaire et éolien en 2030. Des chercheurs de l’Institut Fraunhofer pour les systèmes énergétiques solaires ISE ont étudié, grâce à une simulation basée sur des séries chronologiques horaires, un système énergétique possible en Allemagne. Ce dernier repose exclusivement sur des énergies renouvelables et inclut le secteur de la chaleur, avec son potentiel en termes de stockage et d’assainissement énergétique des bâtiments. Le photovol-taïque fournit une puissance installée de 200 GW au sein d’un mix de production op-timisé économiquement [ISE5]. Une petite parenthèse pour évoquer des scénarios énergétiques mondiaux : dans son scénario dynamique « Oceans », l’étude « New Lens Scenarios » [Shell] menée
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par l’entreprise Royal Dutch Shell, table sur une puissance installée mondiale de 500 GW même avant 2020, estimant que le photovoltaïque deviendra progressive-ment, d’ici à 2060, la première source d’énergie primaire (Figure 36).
Figure 36: Consommation d’énergie primaire par source [Shell]
15.2 Offre et demande d’énergie
Le secteur traditionnel de l’énergie favorise les sources d’énergie fossiles et nu-cléaires (énergie primaire), les transforme, et les prépare pour le consommateur final. Le schéma sur les flux d’énergie présenté à la Figure 37 montre à quel point l’Allemagne est tributaire d’importations d’énergie. Tant pour la transformation que pour la consommation, les déficits d’efficacité sont énormes. Ainsi, l’énergie finale consommée pour les transports par les moteurs à combustion interne est majoritairement transformée en chaleur perdue, alors même qu’une bonne partie de l’énergie de propulsion est irréversiblement brûlée lors du freinage. Les ménages, qui utilisent environ 75 % de l’énergie finale consommée pour le chauffage, pourraient diviser par deux cette consommation grâce à des me-sures d’isolation thermiques simples. Ces exemples montrent bien que la demande d’énergie future n’est nullement assimilable à celle d’aujourd’hui, ni en volume, ni au regard de ses sources d’énergie. La Figure 38 montre la structure de la consommation d’énergie primaire par source d’énergie. Les énormes déficits d’efficacité de toutes les filières énergétiques fossiles et nucléaires, où 50 à 75 % de l'énergie primaire utilisée se perdent, contribuent au fait que ces dernières aient une part importante dans le mix d’énergie primaire. Les centrales nucléaires par exemple, fonctionnent avec un rendement d’environ 33 % [EEBW], contre environ 40 % pour les centrales à combustibles fossiles, générale-ment au charbon. Des produits à base d’huile minérale sont utilisés pour chauffer des bâtiments mal isolés ou alimenter des systèmes peu efficaces de propulsion de véhi-cules. La plus grande partie de l’énergie finale (36 %) est utilisée pour produire de l'énergie mécanique (« force ») destinée aux transports et aux moteurs fixes (Figure 39). Dans
58 (91)
la circulation routière, les pertes de transformation provoquées par les moteurs à combustion sont considérables.
Bestandsentnahme = Prélèvement Gewinnung im Inland = Production à l’intérieur du pays
Import = Importation Energieaufkommen im Inland = Énergie disponible à l’intérieur du pays
Export und Bunkerung = Exportation et soutage Primärenergieverbrauch = Consommation d’énergie
primaire
Nichtenergetischer Verbrauch = Consommation non-énergétique Statistische Differenzen =
Différences statistiques
Umwandlungsverluste = Pertes de conversion Verbrauch in den Energiesektoren = Consommation
dans les secteurs de l’énergie Endenergieverbrauch = Consommation d’énergie finale
Industrie = Industrie Verkehr = Transports Haushalte = Ménages
Gewerbe, Handel, Dienstleistungen = Professionnels, commerce, services
Figure 37 : Schéma sur les flux d’énergie en 2010 pour la République fédérale d’Allemagne, en pétajoules [AGEB2]
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Sonstige einschließlich Außenhandel Strom = Autres y compris commerce extérieur électricité
Mineralöl = Pétrole Erdgas = Gaz naturel Steinkohle = Houille Braunkohle = Lignite
Kernenergie = Nucléaire Erneuerbare = Renouvelables
Figure 38 : Structure de la consommation d’énergie primaire en 2011 en Allemagne, parts en pourcentages (année précédente entre parenthèses), au total 13 411 PJ ou 457,6 millions de t TEC [AGEB3]
Le deuxième poste (31 %) est le chauffage, qui présente des pertes de chaleur con-sidérables liées à la faiblesse de l’isolation thermique. Le froid est également produit par le biais de l’énergie mécanique, alors que pour le chauffage et l’eau chaude, il est aussi possible de recourir à des pompes à chaleurs électriques.
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Beleuchtung = Éclairage
Informations- und Kommunikationstechnik = Technologies de l’information et de la communication
Mechanische Energie = Énergie mécanique Kälte = Froid Sonstige Prozesswärme = Autre cha-
leur industrielle
Warmwasser = Eau chaude Raumwärme = Chaleur des locaux
Figure 39 : Structure de la consommation d’énergie finale par type d’énergie en Allemagne en 2010, entre parenthèses les valeurs de l’année précédente [AGEB4]
La Figure 40 montre des exemples de répartition de la demande d’énergie sur l’année. L’énergie consommée pour la circulation routière fait essentiellement appel à la charge de base. Globalement, la demande d’électricité et la demande d’énergie pour la production d’eau chaude ne baissent que légèrement en été. Il existe une corrélation négative entre la demande de chaleur pour le chauffage et le rayonne-ment global, et c’est au printemps qu’elle est la plus marquée. La répartition mensuelle de la production d'’électricité solaire et éolienne est égale-ment représentée. Sur l’année, il apparaît alors que 69 % de l’électricité photovol-taïque est produite au printemps et en été (d’avril à septembre), tandis que la produc-tion d’électricité éolienne a lieu à 62 % en automne et en hiver. La Figure 40 met en évidence que même sans stockage saisonnier, l’électricité so-laire possède le potentiel pour couvrir une partie importante de la demande d’électricité, du secteur des transports et de la demande d’eau chaude – dès lors que des sources d’énergie complémentaires prennent le relais en automne et en hiver. Pour la demande de chauffage, ce potentiel est nettement plus faible et concerne essentiellement le printemps. Combiner l’électricité solaire et celle issue de l’éolien peut en outre permettre, sur l’année, de lisser la mise à disposition d’électricité à par-tir d'EnR, car la production d’électricité éolienne baisse considérablement au prin-temps et en été. Outre les variations largement régulières de la production d’électricité photovoltaïque, le rayonnement affiche une forte volatilité sur l’échelle temporelle allant des se-maines jusqu’aux heures. Localement, il existe même une forte dynamique à l'échelle des minutes et secondes, mais celles-ci n’ont pas d’importance dans le cadre d’un réseau électrique couvrant l’ensemble de l’Allemagne.
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0%
5%
10%
15%
20%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Monat
mo
na
tl. A
nte
il a
n J
ah
ressu
mm
e . PV-Strom Windstrom
Heizwärmebedarf WarmwasserStrombedarf Straßenverkehr
monatl. Anteil an Jahressumme = pourcentage mensuel du total annuel Monat = mois
PV-Strom = électricité photovoltaïque Heizwärmebedarf = demande de chaleur de chauffage
Strombedarf = demande d’électricité Windstrom = électricité éolienne Warmwasser = eau
chaude
Straßenverkehr = circulation routière
Figure 40 : Estimation approximative de la répartition mensuelle (somme annuelle = 100 %) de l’électricité solaire, calculée pour la ville de Fribourg sur la base de [PVGIS], de l’électricité éolienne [DEWI], de la demande de chaleur de chauffage par degré-jour (VDI 2067/DIN 4713), de la demande d’énergie pour la production d’eau chaude des ménages, de la demande d’électricité [AGEB1] et des ventes de carburants [MWV].
D’un autre côté, la charge d’électricité actuelle fluctue également. Durant la journée, la demande d’électricité est plus forte que la nuit, et les jours ouvrables, elle est plus importante que le week-end ou les jours fériés. Pour le profil de charge, les fournis-seurs d’électricité distinguent la charge de base, la charge moyenne et la pointe de charge, cf. chapitre 19.7. La charge de base est celle située autour de 30 à 40 GW, qui varie peu sur 24 heures. La variation de la charge moyenne est lente et essentiel-lement périodique, alors que la pointe de charge englobe la part très variable allant au-delà des charges de base et moyenne. Les jours ensoleillés, l’électricité photovoltaïque couvre d’ores et déjà une bonne par-tie de la charge de pointe de milieu de journée. Au printemps et en été, il existe une bonne corrélation entre le profil de production des installations photovoltaïques et l’augmentation de la consommation d’électricité au cours de la journée. La puissance installée aujourd’hui permet ainsi, les jours ensoleillés, de couvrir une part considé-rable de la pointe de charge. Avec la poursuite du développement, l’absorption de la pointe de charge en milieu de journée s’étendra de plus en plus aux journées moins ensoleillées, alors que par beau temps, la production d’électricité de milieu de jour-née, notamment le week-end, commencera à couvrir la charge de base.
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Mo. Di. Mi. Do. Fr. Sa. So. = Lu. Ma. Me. Je. Ve. Sa. Di.
Max. Leistung = Puissance maximale Datum max. Leistung = Date puissance maximale
Wochenenergie = Énergie pour la semaine Solar = Solaire Wind = Éolien Konventionell = Tradi-
tionnel
Figure 41 : Production d’électricité en semaine 21 de l’année 2012, avec le record de 22,4 GW de puissance photovoltaïque produits le vendredi 25 mai (graphique : B. Burger, Fraunhofer ISE ; données : bourse de l’électricité de Leipzig, EEX)
L’électricité solaire est disponible au moment où la demande est élevée, et a eu pour effet, dans le passé, de faire grimper le prix de l’électricité vendue à la bourse au maximum. Même si son développement se poursuit, le photovoltaïque n’est pas sus-ceptible, à lui seul, d’entraîner un excédent d’électricité photovoltaïque au cours des prochaines années (Figure 42). En revanche, en ajoutant l’éolien, il peut arriver, au-jourd’hui déjà, que la charge de base résiduelle baisse et que les centrales moins « réactives » soient appelées à intervenir. La Figure 43 montre à quoi peut ressembler un tel profil de production pour diffé-rentes phases de développement du photovoltaïque. Cette semaine de l’année a été choisie car elle affiche la plus importante production d’électricité solaire, et permet de mettre en évidence le plus gros impact possible de l’électricité photovoltaïque. Pour 50 GW de puissance installée, la puissance de production maximale est d'environ 35 GW. À titre d’exemple, pour maintenir la charge de base à un niveau de 25 GW, environ 10 GW doivent être consacrés le dimanche midi au stockage par pompage dans le cadre du pompage-turbinage. La charge moyenne résiduelle (cf. chapitre 19.7) n’intervient que l’après-midi, et la pointe de charge pas avant le soir. Avec la poursuite du développement des EnR, le socle constitué de la charge de base rési-duelle finira par disparaître.
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Lastverlauf in MW = Courbe de charge en MW Tagesstunde = Heure de la journée
PV-Einspeisung 1. Halbjahr 2011 in MW = Injection photovoltaïque 1er semestre 2011 en MW
PV Mai = Photovoltaïque mai PV April = Photovoltaïque avril PV Juni = Photovoltaïque juin
PV März = Photovoltaïque mars PV Feb = Photovoltaïque février PV Jan = Photovol-
taïque janvier Last 1. Halbjahr 2011 = Charge 1er semestre 2011
Figure 42 : Profil de charge moyen et profils d’injection photovoltaïque mensuels moyens au cours du premier semestre 2011 [IZES]
Figure 43 : Charge d’électricité de la semaine de l’année 2005 affichant le rendement le plus élevé pour l’électricité photovoltaïque, injection d’électricité photovoltaïque calculée pour des scénarios de développement jusqu’à 50 GW [SMA]
15.3 Mesures compensatoires
S’il n‘existe pas de panacée pour une intégration massive, maîtrisable techniquement et économiquement, de l’électricité photovoltaïque volatile dans notre système éner-
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gétique, de nombreuses mesures complémentaires peuvent être mises en œuvre. Les points suivants abordent les étapes les plus importantes.
15.3.1 Lissage de la production d’électricité photovoltaïque
Comment lisser l’offre d’électricité photovoltaïque dans le réseau ? L’une des me-sures les plus simples consiste à renforcer l’installation des panneaux photovol-taïques orientés est-ouest, en toiture ou au sol. Certes, le rendement annuel par sur-face de panneau va ainsi baisser par rapport à une orientation au sud, mais cette démarche permet d’augmenter la pointe journalière de l’injection photovoltaïque sur l’ensemble du territoire allemand, de sorte que les centrales complémentaires n’auront besoin d’intervenir qu’en fin d’après-midi, par exemple (cf. Figure 43). Plus efficaces encore à cet égard sont les installations équipées d’un système de suivi à 1 ou 2 axes, car non seulement elles permettent de lisser la production de l’électricité au cours de la journée, mais aussi d’augmenter le rendement annuel d’environ 15 à 30 %.
DC Ertrag, rel. = Rendement CC, rel. Uhrzeit = Heure 2-achsig = 2 axes 1-achsig = 1 axe
Süd = Sud Ost-West = Est-ouest
Figure 44 : Profils de rendement électrique d’installations photovoltaïques montées de diffé-rentes manières, calculés à l’aide du logiciel PVsol pour une journée quasiment sans nuages du mois de juillet à Fribourg
Dans le contexte d’une augmentation de l’autoconsommation et des économies d’énergie qui en résultent, il est d’ores et déjà possible, notamment pour les clients professionnels, d’amortir les coûts de production d’électricité légèrement plus élevés dans le cas de ces types de montage alternatifs.
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Pour les sources d’énergie volatiles ne comportant pas de coûts marginaux significa-tifs, telles que l’éolien et le solaire, il n’est pas rentable de concevoir l’ensemble du système énergétique pour une utilisation à 100 % en cas d’efficacité maximale. Il faut donc pouvoir maîtriser les occasionnelles pointes extrêmes de production grâce à des moyens simples, tels que la (peu efficace) transformation directe en chaleur ou l'arrêt des installations de production. Ces pointes concernent probablement au maximum environ 3 à 5 % de la production d’électricité annuelle.
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15.3.2 Fonctionnement complémentaire des centrales à production ajustable
Techniquement, il est possible d’exploiter, de concevoir ou de mettre à niveau de nombreuses centrales fossiles pour qu’elles puissent couvrir la charge moyenne en plus de la charge de base, cf. Figure 45. Le fonctionnement en charge partielle et la mise à niveau éventuellement requise augmentent les coûts de production d’électricité. Les centrales à gaz sont notamment parfaitement adaptées à la charge intermittente. Toutefois, comme l’électricité photo-voltaïque réduit déjà sensiblement les pics de prix en milieu de journée sur la bourse de l’électricité, investir dans les centrales à gaz n’est pour l’instant pas rentable. Ce sont les centrales nucléaires et les vieilles centrales au lignite qui peinent le plus en mode de fonctionnement flexible ; le développement des EnR les rend obsolètes. Plus tôt elles cèderont leur place aux centrales flexibles, qui exploiteront alors mieux leurs capacités, plus tôt sera réussi le passage à l’électricité photovoltaïque et éo-lienne.
Kapazität = Capacité Min. = Min.
Flexibilität Erdgas GUD Kraftwerk Lingen = Flexibilité gaz naturel centrale à cycle combiné de Lingen
Gaskraftwerke bieten eine schnelle Verfügbarkeit, sind im Teillastbetrieb aber sehr teuer. = Les cen-
trales à gaz offrent une disponibilité rapide, mais elles sont très chères lorsqu’elles fonctionnent en
charge partielle. Gas ist daher der ideale Spitzenbrecher in volatilen Märkten. = De ce fait, le gaz est
idéal pour absorber les pointes dans les marchés volatils.
Flexibilität Steinkohle Kraftwerk Hamm = Flexibilité houille centrale de Hamm
Neue Steinkohlenblöcke können im Teillastbereich ab 25 % ihrer Kapazität arbeiten. = Les nouvelles
centrales à houille peuvent fonctionner en charge partielle à partir de 25 % de leur capacité. Auch in
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Schwachlastzeiten können sie wirtschaftlich betrieben werden. = Même en période de faible charge,
leur exploitation est rentable.
Flexibilität Kernkraft (Biblis), oder neue Braunkohle (Neurath) = Flexibilité nucléaire (Biblis) ou nou-
velle centrale au lignite (Neurath)
Obwohl Braunkohle und Kernkraft für die Grundlast vorgesehen sind, können sie in Zeiten schwacher
Nachfrage oder starker reg. Einspeisung wirtschaftlich betrieben werden. = Bien que les centrales au
lignite et les centrales nucléaires soient destinées à la charge de base, une exploitation rentable est
possible en période de faible demande ou de forte injection régionale.
Figure 45 : Disponibilité des centrales électriques [VGB]
En fonctionnement complémentaire, les centrales hydrauliques existantes (pour le stockage par pompage cf. point 15.3.7) peuvent contribuer à régler la puissance, mais elles doivent tenir compte des intérêts de la navigation maritime et de la protec-tion de l’environnement. En 2011, elles fournissaient environ 4,5 GW de puissance nominale et environ 20 GWh de production [BMWi], mais leur potentiel de dévelop-pement est faible.
Kapazität von Wasserkraftwerken = Capacité de centrales hydrauliques
Speicherwasserkraftwerke = Centrales hydrauliques à accumulation
Pumpspeicherkraftwerke = Centrales de pompage-turbinage
Laufwasserkraftwerke = Centrales hydrauliques au fil de l’eau
Figure 46 : Puissance totale produite par les centrales hydrauliques dans certains pays, don-nées de 2010 [Prognos] ; l’affectation des capacités aux types de centrales varie selon les sources des données.
La Norvège dispose d’environ 30 GW de centrales hydrauliques [Prognos], avec du potentiel pour poursuivre le développement. D’ici à 2018, un câble sous-marin d’une longueur de 600 km permettant de transporter 1,4 GW, sera mis en place pour créer une connexion directe avec le réseau électrique allemand. La Suisse et l’Autriche disposent respectivement d’environ 12 GW et 9 GW de centrales hydrauliques. Les centrales à biomasse (5,3 GW de puissance nominale, 32 GWh de production [BMWi]) offrent également du potentiel pour le fonctionnement complémentaire, dès lors que leurs exploitants prévoient un dispositif de stockage.
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Les centrales de cogénération, allant du modèle miniature pour la maison individuelle (micro-centrale de cogénération) jusqu’aux grandes installations destinées aux ré-seaux de chauffage à distance, sont parfaitement adaptées à un fonctionnement complémentaire avec le photovoltaïque, dès lors qu’elles se basent non seulement sur la demande de chaleur mais aussi sur celle d'électricité. En 2010, la puissance électrique issue de la cogénération était d'environ 20 GW en Allemagne [Gores]. Même les micro-centrales à cogénération peuvent atteindre des taux de rendements électriques de 25 % et des taux de rendements globaux de 90 % [LICHTBLICK]. Elles utilisent des moteurs à combustion ou Stirling pour produire une énergie méca-nique. Pour que les centrales de cogénération puissent « gérer » l’électricité, la capacité à stocker d’importants volumes d’énergie thermique, encore rare aujourd'hui, apparaît comme décisive. De plus, aux moments de forte production d’électricité à partir d’EnR, il serait en principe possible de charger ces dispositifs de stockage à l’aide de pompes à chaleur électriques, voire, dans les cas rares de pics électriques, à l’aide de chaudières électriques, moins efficaces. Enfin, il est techniquement possible d’exploiter des centrales de cogénération à gaz en utilisant des gaz issus d'EnR. Les centrales de cogénération équipées d’un système de stockage ont ainsi un rôle-clé à jouer dans la transition de notre système énergétique vers les EnR.
15.3.3 Adaptation des profils de consommation
L’autoconsommation est utile, car elle permet de soulager le réseau électrique quant aux besoins de transport d’électricité et, le cas échéant, de compensation. L’électricité photovoltaïque autoproduite étant aujourd’hui, pour les particuliers comme pour de nombreux consommateurs professionnels, moins chère que l'électri-cité du réseau, l’incitation à adapter le profil de consommation existe déjà. Il est possible de changer la manière de consommer de l ’électricité des particuliers pour permettre une part importante d'autoconsommation en sensibilisant les utilisa-teurs à installer des interrupteurs à minuterie et, à l’avenir également, à recourir aux signaux envoyés par le réseau en fonction de l'offre d'électricité et aux appareils de réfrigération incluant une masse thermique plus élevée (Figure 47). Une partie de l’électroménager doit pouvoir communiquer avec le système photovoltaïque installé sur le toit.
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Prozent = Pourcentage weiße Ware = Électroménager IKT = TIC
Stromverbrauch = Consommation d’électricité Kühlschrank (inkl. Kühl-Gefrier) = Réfrigérateur (y
compris combiné réfrigérateur congélateur) Gefrier-Gerät = Congélateur Wäschetrockner =
Sèche-linge Waschmaschine = Lave-linge Geschirrspüler = Lave-vaisselle Elektroherd = Cuisi-
nière électrique TV, Radio = Télévision, radio PC, Video, sonstige IKT = Ordinateur, magnétoscope,
autre TIC Kleingeräte = Petits appareils Beleuchtung = Éclairage
Figure 47 : Consommation d’électricité d’un ménage moyen sans production d'eau chaude [RWE] En semaine, beaucoup d’utilisateurs professionnels peuvent autoconsommer une quantité considérable d’électricité, susceptible d’augmenter encore grâce à l’utilisation de panneaux photovoltaïques équipés d’un système de suivi. Que l’électricité solaire soit produite sur leur propre toit ou non, un tarif « électricité solaire » en milieu de journée pourrait sensibiliser les consommateurs à décaler leur consommation d’électricité à ce moment de la journée. Les fabricants d’appareils seraient alors amenés à répondre à la nouvelle demande d’options de programma-tion pour le lave-linge, le sèche-linge et la pompe à chaleur. L’industrie électro-intensive renferme également des potentiels d’adaptation des pro-fils de consommation. Ces potentiels ne sont toutefois activés que si l’électricité est régulièrement moins chère le jour que la nuit, c’est-à-dire si la puissance photovol-taïque installée continue d'augmenter. Il en va de même pour les entrepôts frigori-fiques ou les climatisations disposant déjà, grâce à leur masse thermique, d’une cer-taine capacité de stockage qui pourrait être élargie moyennant relativement peu de frais par exemple.
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15.3.4 Développement équilibré des capacités photovoltaïques et éoliennes
En raison des conditions météorologiques spécifiques à l'Allemagne, le pays affiche une corrélation négative entre les volumes d’électricité photovoltaïque et éolienne terrestre produits par heure et par mois (Figure 26, Figure 27). Par heure, la somme de la production d’électricité réelle à partir du photovoltaïque et de l’éolien terrestre n’est que rarement supérieure à 50 % des puissances nominales additionnées. Par mois, la somme de la production d’électricité à partir du photovoltaïque et de l’éolien terrestre suit une courbe plus régulière que la production des deux catégories prises individuellement. Si les puissances installées pour le photovoltaïque et pour l’éolien terrestre restent dans cet ordre de grandeur, leur combinaison réduira les besoins de stockage.
15.3.5 Développement du réseau
Les études réalisées par Fraunhofer IWES et ECOFYS sur demande de BSW arri-vent à la conclusion qu’une extension de la puissance photovoltaïque installée à 70 GW d'ici 2020 entraînerait un coût d'environ 1,1 milliard d'euros pour le dévelop-pement du réseau [IWES], [ECOFYS]. Ramené à l’année, ce coût représente environ 10 % des montants dépensés habituellement tous les ans pour optimiser le réseau. Les cas de figure analysés étaient le développement du réseau basse tension avec des installations photovoltaïques fournissant des services réseau (p. ex. maintien de la tension grâce à la compensation de la puissance réactive) et l’équipement partiel de transformateurs de réseaux locaux d’une fonctionnalité d’ajustement.
15.3.6 Adapter les systèmes de stockage consommateurs d’énergie au fonctionne-ment électrique
L’adaptation des systèmes d’entraînement permet de faire fonctionner électrique-ment d’importants segments de consommation. Si ces consommateurs ont la capaci-té de stocker l’énergie, ils sont adaptés à une absorption d’électricité photovoltaïque ou éolienne basée sur l’offre disponible. Ils permettent d’utiliser des pics de produc-tion temporaires qui dépassent la demande d’électricité du moment. Ainsi, le déve-loppement des installations photovoltaïques et des éoliennes peut être poursuivi et leur taux de couverture de la consommation électrique augmenté. Le chauffage des locaux et la préparation de l’eau chaude sanitaire sont souvent as-surés par combustion de ressources fossiles or, il est également possible d’utiliser des pompes à chaleur. L’efficacité d’une pompe à chaleur (« power-to-heat »), qui se mesure en coefficient de performance (COP) annuel, est d’environ 300 %. Transfor-mée en chaleur, l’énergie auparavant électrique peut être stockée de manière effi-cace et économique. La circulation motorisée brûle des carburants fossiles dont le rendement est extrê-mement faible. Les moteurs électriques équipés de systèmes de récupération de l’énergie au freinage permettent d’augmenter considérablement leur niveau de per-
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formance. Plusieurs constructeurs de véhicules proposent des véhicules à propulsion hybride/électrique en série. Au printemps et en été notamment, ces véhicules peu-vent faire le plein d’électricité solaire pour une autonomie en mode 100 % électrique de 10 à 50 km. En matière de transport individuel, la transition énergétique se passe en premier lieu sur deux roues : plus d’un million de vélos à assistance électrique ont d’ores et déjà été vendus en Allemagne, contre environ 50 000 véhicules hybrides et quelques milliers de véhicules 100 % électriques seulement.
15.3.7 Stockage de l’énergie
Grâce à de petites batteries fixes installées dans la maison, l'autoconsommation d’électricité photovoltaïque peut s’étendre à la soirée et donc augmenter considéra-blement. La pompe à chaleur avec stockage thermique a déjà été évoquée. En fonc-tion du volume du stockage thermique, l’électricité photovoltaïque peut ainsi couvrir une part significative du chauffage d’eau sanitaire ; il en va de même pour l’éolien et la demande de chaleur de chauffage. Pour l’heure, les seuls stockages centralisés sont ceux de type pompage-turbinage. La capacité de pompage-turbinage installée aujourd’hui dans le réseau électrique allemand est de près de 38 GWh, la puissance nominale d’environ 6,4 GW, le ren-dement moyen d’environ 70 %, sans les pertes liées à l’acheminement de l’électricité. Pour donner un ordre d'idée, on peut dire que la capacité de stockage mentionnée correspond en théorie à moins de 2 heures de pleine charge des cen-trales photovoltaïques allemandes. Si une partie des projets actuellement prévus se réalisent, la puissance sera portée à environ 10 GW en 2019. Toutefois, le réseau électrique allemand fait partie du réseau européen intégré. La Suisse dispose d’une puissance hydraulique d’environ 2 GW, l’Autriche d’environ 4 GW et la France d'environ 25 GW. « Au 27 juin 2012, un total de 9229 MW de puissance de pompage-turbinage (puissance nominative nette en mode générateur) sont reliés au réseau allemand, dont 6352 MW en Allemagne, 1781 MW en Autriche et 1096 MW au Luxembourg. La capacité des centrales de pompage-turbinage alle-mandes est actuellement de 37 713 MWh. » [Bundesreg] Dans leur parc de centrales fossiles, tous les pays voisins exploitent aussi des cen-trales réglables et ont une demande d’électricité élevée durant la plage fixe journa-lière. Renforcer les lignes électriques transfrontalières permet, par le biais des échanges d’électricité à l’échelle européenne, de contribuer de façon significative à la compensation des variations de la production photovoltaïque. Le stockage d’énergie électrique grâce aux réservoirs à air comprimé (adiabatic compressed air energy storage, CAES) est actuellement à l’étude. Très prometteurs, la transformation et le stockage de l’électricité solaire et éolienne par le biais de l’hydrogène et, éventuellement, du méthane, en sont encore à la phase de test et d’application à plus grande échelle ; il n’y a pas encore de capacités significatives. La transformation d’électricité EnR en gaz ouvre d’énormes possibilités de stockage dé-jà disponibles. Le réseau de gaz ainsi que les stockages aériens et enfouis sont ca-pables d’absorber plus de 200 TWh d’énergie (soit 720 pétajoules).
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Fahr-
leistung
CH4-Tank (CNG) &
Verbrennungsmotor
=30%
H2-Tank & Brenn-
stoffzelle & E-Motor
=38%Elektrolyse
=81%
Methanisierung
=85%
H2
Akku & E-Motor
=80%
CH4
Gasnetz/-speicher,
E=240TWh
31%
21%
80%
Wärme40%
Pumpspeicher-KW
=80%, P=7GW,
E=40GWh
BHKW, el=50%, th=40%
Wärmepumpe
JAZ=300%
270%
32%
Stromnetz
Wärmespeicher
th=90%
100%
station. Akku
=90%
90%
Druckluft-KW
=70%
station. Akku = Batterie fixe Wärmepumpe = Pompe à chaleur
Wärmespeicher = Stockage de la chaleur Stromnetz = Réseau électrique Druckluft-KW = Cen-
trale à air comprimé BHKW = Centrale de cogénération Wärme = Chaleur Pumpspei-
cher-KW = Centrale de pompage-turbinage
Gasnetz/-speicher = Réseau/stockage de gaz Elektrolyse = Électrolyse Methanisierung =
Méthanisation H2-Tank & Brennstoffzelle & E-Motor = Réservoir de H2 & pile à combustible & moteur
électrique CH4-Tank (CNG) & Verbrennungsmotor = Réservoir de CH4 (GNC) & moteur à combus-
tion Akku & E-Motor = Batterie & moteur électrique Fahrleistung = Distance parcourue
Figure 48 : Voies possibles pour la transformation et le stockage d’électricité photovoltaïque, avec indications approximatives de leur rendement. La transformation en gaz EnR crée également du potentiel pour remplacer les carbu-rants fossiles dans la circulation routière, même si le rendement est faible. La Figure 48 donne un aperçu des voies possibles pour la transformation et le stockage de l’électricité photovoltaïque.
16. Les panneaux photovoltaïques contiennent-ils des substances toxiques ?
16.1 Panneaux à base de wafers
Les panneaux à base de plaquettes de silicium (env. 88 % des parts de marché en 2010) contiennent souvent encore du plomb pour la métallisation des cellules (env. 2 g de plomb par panneau de 60 cellules) et dans les fils à plomb utilisés (envi-
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ron 10 g de plomb par panneau de 60 cellules). Techniquement, il est possible de remplacer la totalité du plomb par des matières inoffensives, pour un surcoût faible. À part cela, les panneaux à base de wafers ne contiennent pas de substances toxiques.
16.2 Panneaux à couches minces
Les panneaux à couches minces à base de CdTe (environ 8 % de parts de marché en 2010) contiennent du cadmium qu’il n’est pas possible de remplacer dans le cadre de cette technologie. Il existe des technologies alternatives à couches minces, sur la base de silicium amorphe ou de cuivre-indium-sélénium (CIS), qui ne contien-nent pas ou très peu de Cd. Les cellules solaires CIS contiennent du sélénium, jugé toxique, notamment sous forme d’oxyde (p. ex. après un incendie).
16.3 Reprise et recyclage
En juin 2010, les producteurs photovoltaïques ont mis en œuvre un système de recy-clage pour tous les fabricants (PV Cycle) et auquel adhèrent aujourd’hui plus de 200 entreprises. La version entrée en vigueur le 13 août 2012 de la directive euro-péenne DEEE relative aux déchets d’équipements électriques et électroniques, doit être transposée dans tous les pays de l’Union européenne d’ici début 2014. Elle oblige les producteurs à reprendre gratuitement les panneaux photovoltaïques et à les recycler.
17. Existe-t-il suffisamment de matières premières pour la produc-tion photovoltaïque ?
17.1 Panneaux à base de wafers
Les panneaux à base de wafers ne requièrent pas de matières premières suscep-tibles d’être limitées. La cellule active est essentiellement composée de silicium, d’aluminium et d’argent. En masse, le silicium constitue 26 % de la croûte terrestre, ce qui fait qu’il est disponible en quantité quasiment illimitée. La consommation d’aluminium n’est pas significative non plus. La consommation d’argent est le point le plus critique. L’industrie photovoltaïque en consomme environ 1500 t par an [Photon Int. 2011-08], ce qui correspond à environ 7 % de la quantité extraite en 2010. A l’avenir, il est prévu de remplacer l’argent de la cellule solaire par le cuivre.
74 (91)
17.2 Panneaux à couches minces
La disponibilité des matières premières dépend de la technologie appliquée. En ce qui concerne la disponibilité du tellure et de l’indium pour les panneaux CdTe ou CIS, les informations sont contradictoires. Pour les panneaux à couches minces à base de silicium, aucune pénurie de matières premières n’est pronostiquée.
18. Les installations photovoltaïques augmentent-elles le risque d’incendie ?
18.1 Les installations photovoltaïques endommagées peuvent-elles provoquer un incendie ?
Oui, comme toute installation électrique. Certains défauts dans les composants conducteurs d’une installation photovoltaïque peuvent provoquer la formation d’un arc électrique. S’il y a des matériaux inflam-mables à proximité immédiate, un incendie peut être provoqué en fonction de leur degré d'inflammabilité. Sources d’électricité, les cellules solaires peuvent même sta-biliser un courant de fuite, contrairement aux installations à courant alternatif. Le cou-rant ne peut être arrêté qu’en coupant le circuit électrique ou en interrompant le rayonnement sur tous les panneaux. Aussi, les installations photovoltaïques doivent être montées avec le plus grand soin. Dans un certain nombre de cas, à savoir pour plus d’un million d’installations photo-voltaïques en Allemagne, il est avéré que la conjonction de ces facteurs a provoqué un incendie. À l’origine de ces incendies, il y a eu la plupart du temps une erreur de câblage ou de raccordement. « Le respect des règles en vigueur par des professionnels qualifiés est la meilleure protection contre l’incendie. Pour l’instant, 0,006 % des installations photovoltaïques ont provoqué un incendie ayant causé des dommages importants. Au cours des 20 dernières années, il y a eu 350 incendies impliquant une installation solaire, et dans 120 de ces cas c’est elle qu’il l’a provoqué. Dans 75 cas, les dommages étaient im-portants, dans 10 cas, le bâtiment a été complètement détruit. L’une des principales particularités des installations photovoltaïques est qu’elles fonctionnent avec du courant continu et il n’est pas possible de les mettre simple-ment hors tension, car tant qu’il y a de la lumière sur les panneaux, ces derniers pro-duisent de l’électricité. Ainsi, lorsqu’un connecteur de mauvaise qualité ou mal instal-lé se débranche, le courant n’est pas pour autant coupé, mais peut créer un arc élec-trique qui, dans le pire des cas, peut déclencher un incendie. Des chercheurs se penchent actuellement sur la question de savoir comment éviter la formation d'un arc électrique. Des détecteurs permettant de donner l’alerte dès la formation du moindre arc sont également à l’étude. Comparées à d’autres installations techniques, les installations photovoltaïques ne représentent pas un risque d’incendie particulièrement élevé et il existe suffisamment de règles de sécurité qu’il convient de respecter. Les incendies ont souvent eu lieu
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sur des installations montées par des équipes de monteurs inexpérimentés travaillant à la tâche. Si les connecteurs solaires sont fixés à l’aide d’une pince multiple au lieu d’un outil spécialisé ou s’ils ne sont pas compatibles, il est évident que tout le sys-tème est fragilisé. Les exploitants d’installations n’ont pas intérêt à lésiner sur ce point. Outre les améliorations techniques, il est également important de réglementer le con-trôle. À l’heure actuelle, l’installateur peut lui-même certifier la conformité de l’installation. Aussi, les experts recommandent-ils d’imposer la réception par un tiers indépendant. La possibilité d’imposer des contrôles de sécurité récurrents pour les installations photovoltaïques des particuliers, comme c’est le cas tous les quatre ans pour les installations des professionnels, est également à l’étude. » [ISE6]
18.2 Les installations photovoltaïques représentent-elles un danger pour les sapeurs-pompiers ?
Oui, mais c’est aussi vrai pour beaucoup de lignes sous tension. Dans le cadre de la lutte contre l’incendie, une distance minimale de quelques mètres permet de protéger les sapeurs-pompiers contre les décharges électriques ; pour les installations en toiture, cette distance de sécurité est en général respectée. Le risque majeur concerne les pompiers qui combattent le feu depuis l’intérieur d’un bâtiment et entrent dans des pièces où des câbles sous tension et fondus de l’installation électrique peuvent entrer en contact avec l’eau ou avec les soldats du feu eux-mêmes. Pour réduire ce risque, l’industrie s’efforce de mettre au point des interrupteurs d’arrêt d’urgence permettant, via des relais de sécurité, de séparer les panneaux près du toit de la liaison à courant continu qui en descend. En Allemagne, aucun pompier n’a encore été blessé par l’électricité photovoltaïque en combattant un incendie. Un récit d’une telle occurrence, repris par toute la presse, avait confondu des capteurs solaires thermiques avec des panneaux photovol-taïques. Aucun système photovoltaïque n’était installé sur la maison en question. « Des formations généralisées dispensées au sein des corps de pompiers ont permis de pallier les incertitudes du début. Comme pour toute installation électrique, il est possible d’utiliser de l’eau pour éteindre le feu en toute sécurité, en respectant, sui-vant le type de jet employé, une distance de un à cinq mètres. Toutes les informa-tions selon lesquelles les pompiers n'avaient pas éteint l'incendie d’une maison d’habitation à cause d'une installation photovoltaïque se sont révélées infondées. » [ISE6]
18.3 Les panneaux photovoltaïques rendent-ils la lutte contre l'incendie direc-tement par le toit plus difficile ?
Oui. Formant une deuxième « enveloppe » sur le toit, les panneaux photovoltaïques ren-dent le travail des pompiers plus complexe puisque l’eau s’y écoule tout naturelle-
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ment. Du point de vue de la lutte contre l’incendie, il est quasi impossible de sauver un bâtiment des flammes si celles-ci ont atteint ce niveau et qu’une grande partie des dommages est causée avant même que l'installation photovoltaïque vienne entraver le travail des pompiers.
18.4 Un panneau photovoltaïque en feu libère-t-il des émissions toxiques ?
Des risques pour la santé sont notamment suspectés pour les panneaux contenant du cadmium. En ce qui concerne les panneaux CdTe, un calcul de propagation réali-sé par l'Agence pour l'environnement du Land de Bavière permet d’écarter l’hypothèse d’un risque sérieux pour le voisinage et pour la population en cas d’incendie. [LFU]
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19. Annexe : Termes techniques
19.1 Prélèvement EEG
« Le prélèvement EEG est la part du prix de l’électricité que le consommateur final doit payer pour favoriser les énergies renouvelables et résulte du mécanisme dit "de compensation" décrit par la loi allemande sur les énergies renouvelables (EEG). La loi allemande EEG vise à soutenir les installations de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables qui ne pourraient pas, en raison de la situation du marché, être mises en service sans cette aide. Sont soutenus l’énergie hydraulique, les gaz de décharge, d’égout et de mine, la biomasse, la géothermie, l'éolien et l'énergie du rayonnement solaire. La répercussion du coût de ce soutien visant l’électricité issue d’énergies renouve-lables sur le consommateur d’électricité passe par plusieurs étapes. Dans une pre-mière étape, les propriétaires d’installations destinées à produire de l’électricité à partir d’énergies renouvelables sont assurés de pouvoir vendre l’intégralité de leur électricité à un tarif d’achat fixe. » [Bundestag] Ce paragraphe vise les coûts de production d’électricité du système photovoltaïque installé à ce moment, fixant le tarif d’achat pour 20 ans. « Les gestionnaires des réseaux d’électricité qui doivent raccorder les installations à leur réseau et rémunérer l’injection de l’électricité acheminent cette électricité au ges-tionnaire de réseau de transport d’électricité dont ils dépendent, et ce dernier leur rembourse, en contrepartie, la rémunération versée (deuxième étape). Dans une troisième étape, l’énergie renouvelable est répartie au prorata entre les quatre prin-cipaux gestionnaires de réseaux de transport d’électricité, afin de compenser les dif-férences régionales en matière de production d’énergies renouvelables. Le décret allemand sur le mécanisme de compensation (AusglMechV) du 17 juillet 2009 a modifié la quatrième étape concernant la rémunération et le rem-boursement de l’électricité issue d’énergies renouvelables. Avant, les gestionnaires des réseaux de transport d’électricité appliquaient simplement le tarif d’achat en vi-gueur pour acheminer l’électricité issue d’énergies renouvelables aux distributeurs d’énergie. Aujourd’hui, les gestionnaires de réseaux de transport d’électricité sont tenus de commercialiser l’électricité issue d'énergies renouvelables sur la bourse de l’électricité (marché spot). Les distributeurs d’énergie qui transmettent l’électricité en fin de compte à leurs clients peuvent ainsi acheter leur électricité sur le marché, et ce, indépendamment de l'énergie renouvelable disponible à un moment donné. Cela leur permet de mieux planifier leurs besoins et de réaliser des économies. Dans un premier temps, les gestionnaires de réseaux de transport d’électricité continuent donc de supporter les coûts du soutien visé par la loi allemande EEG. Ces coûts sont calculés sur la base de la différence entre les recettes obtenues sur le marché (bourse de l’électricité) grâce à l’électricité issue d’énergies renouvelables et les tarifs d’achat accordés initialement aux exploitants d’installations (...). » [Bun-destag]
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La différence entre le tarif d’achat et le prix obtenu sur la bourse de l’électricité cor-respond au soutien visé par la loi EEG. Ce soutien est répercuté sur la totalité de la consommation d’électricité par le prélèvement EEG. Les distributeurs d’énergie ré-percutent ainsi ce prélèvement sur le consommateur d’électricité. « Le décret alle-mand sur le mécanisme de compensation (AusglMechV) oblige les distributeurs de réseaux de transport d’électricité à fixer ce prélèvement EEG le 15 octobre pour l’année suivante. Son calcul est surveillé par l’Agence fédérale allemande des ré-seaux (...). Pour les entreprises électro-intensives, le prélèvement EEG est plafonné à 0,05 ct/kWh. » [Bundestag] Ainsi, les entreprises industrielles gourmandes en énergie, pour lesquelles les coûts d’électricité sont un poste très important, sont quasiment exemptées du prélèvement EEG.
19.2 Taux de rendement des panneaux
Sauf mention contraire, le taux de rendement d’un panneau fait référence à son ren-dement nominal. Ce dernier est déterminé dans des conditions normalisées (« STC », standard test conditions) et désigne le rapport entre la puissance élec-trique émise et la puissance rayonnée sur la totalité de la surface du panneau. Les conditions normalisées prévoient notamment une température de 25 °C pour le pan-neau, un rayonnement vertical de 1000 W/m2 et un certain spectre de rayonnement. Les conditions réelles de fonctionnement étant souvent très différentes, le rendement est variable.
19.3 Puissance nominale d’une centrale photovoltaïque
La puissance nominale d’une centrale est la puissance CC représentée du champ de panneaux dans des conditions STC, c'est-à-dire le produit de la surface du généra-teur, du rayonnement de référence (1000 W/m2) et du rendement nominal des pan-neaux.
19.4 Rendement spécifique
Le rendement spécifique [kWh/kWc] d’une installation photovoltaïque désigne le rap-port entre le rendement utile (rendement en courant alternatif) sur une période dé-terminée, souvent un an, et la puissance (STC) installée des panneaux. Le rende-ment utile est influencé par les conditions réelles d’exploitation, telles que la tempéra-ture des panneaux, l’intensité du rayonnement, l’angle du rayon lumineux, les écarts par rapport au spectre de référence, les effets de masque, la couverture neigeuse, les pertes en ligne, les pertes de conversion de l’onduleur ou, le cas échéant, du transformateur et les pertes d’exploitation.
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Les indications des fabricants relatives à la puissance STC des panneaux peuvent s’écarter de la valeur effective. Il convient donc de tenir compte des tolérances four-nies. Le rendement spécifique est en principe plus élevé pour les emplacements ensoleil-lés et ne dépend pas du rendement nominal du panneau.
19.5 Taux de rendement système
Le taux de rendement système d’une installation photovoltaïque désigne le rapport entre le rendement utile (rendement en courant alternatif) et la somme du rayonne-ment sur la surface du générateur. Le taux de rendement nominal du panneau est intégré dans le taux de rendement système.
19.6 Ratio de performance
Pour comparer l’efficacité d’installations photovoltaïques raccordées au réseau indé-pendamment de leur lieu d’implantation et du type de panneau utilisé, on utilise sou-vent le ratio de performance ou « performance ratio (PR) ». Par « ratio de performance », on entend le rapport entre le rendement utile (rende-ment en courant alternatif) et le rendement représenté (le produit de la somme du rayonnement sur la surface du générateur et du taux de rendement nominal du pan-neau) d’une installation. Les nouvelles installations soigneusement étudiées atteignent des ratios de perfor-mance de 80 à 90 %.
19.7 Charge de base, charge moyenne, pointe de charge, charge réseau et charge résiduelle
« La demande de puissance varie en fonction du moment de la journée. En règle générale, la demande maximale survient en journée, la demande minimale la nuit entre 0 et 6 heures. L’évolution de la demande de puissance est définie par une courbe de charge. En génie énergétique classique, la courbe de charge est divisée en trois parties :
(i) la charge de base, (ii) la charge moyenne, (iii) la pointe de charge.
La charge de base correspond au ruban de charge quasiment constant sur 24 heures. Elle est couverte par les centrales dites « de base », telles que les cen-trales nucléaires, les centrales au lignite ou aujourd’hui également les centrales hy-droélectriques au fil de l’eau. La charge moyenne désigne les blocs de puissance prévisibles couvrant la plus grande partie de la demande journalière hors charge de base. La charge moyenne est couverte par les centrales destinées à fournir la charge moyenne, telles que les
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centrales à houille ou les centrales à cycle combiné utilisant le méthane ; des cen-trales au pétrole interviennent également, mais rarement. La pointe de charge couvre la demande de puissance restante qui correspond en général aux pics de la journée. La pointe de charge est couverte par les centrales dites « de pointe », telles que les centrales à turbines à gaz et les centrales de pompage-turbinage. Capables d’atteindre la puissance nominale en très peu de temps, ces centrales compensent les variations de charge et couvrent les pointes de charge. » [15] « La charge réseau est la puissance de la demande d’électricité couverte par le ré-seau. La charge résiduelle correspond à la charge réseau moins l’injection d’électricité issue d'énergies renouvelables. » [ISET1]
19.8 Consommation d’électricité nette et brute
La consommation nette d’électricité est l’énergie électrique achetée par le consom-mateur final (énergie finale). Elle ne comprend pas les pertes d’acheminement ni l’électricité consommée pour les besoins propres des centrales. Les installations pho-tovoltaïques produisent l’électricité généralement de manière décentralisée au mo-ment de la plus forte demande d’électricité de la journée et leurs besoins de courant propres ne diminuent pas de manière notable leur rendement. On peut donc compa-rer la production d’électricité photovoltaïque à la consommation nette d’électricité, au lieu de la consommation brute d’électricité retenue habituellement. La production et la distribution de l’électricité issue de centrales traditionnelles, fossiles ou nucléaires, entraînent une consommation brute d’électricité supérieure d'environ 18 % à la con-sommation nette d’électricité. La consommation brute d'électricité est calculée comme somme de la production brute d’électricité et du solde des échanges transfrontaliers d’électricité.
19.9 Coûts externes [DLR]
« Les coûts externes, au sens plus proche des effets externes technologiques, sur-viennent surtout dans le contexte des dommages environnementaux, climatiques et pour la santé liés aux émissions de polluants et de bruit causées par des activités économiques, dont
les dommages causés à la flore, à la faune, aux matériaux et à la santé hu-maine par la pollution de l’air ; la majeure partie de ces dommages étant impu-tables à la transformation et à l’utilisation de l’énergie (le transport y compris) ;
le changement climatique annoncé ainsi que ses effets à long terme liés à l’augmentation du CO2 et d’autres gaz à effet de serre dans l’atmosphère qui, en Allemagne, sont attribués à environ 85 % au secteur de l’énergie ;
les dommages causés par la pollution des eaux et des sols, par les déchets et par le bruit qui n’entrent toutefois pas dans le cadre de la présente étude, fo-calisée sur les polluants atmosphériques et gaz à effet de serre classiques formés lors de la transformation de l'énergie. »
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20. Annexe : Tableaux de conversion [EEBW]
Vorsätze und Vorzeichen = Préfixes Tausend = Mille Million = Million Milliarde = Milliard
Billion = Billion Billiarde = Mille billions Umrechnungen = Conversions Petajoule = Pétajoule
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Gigawattstunde = Gigawattheure Mio. Tonnen Steinkohleeinheit = Millions de tonnes équivalent
charbon Mio. Tonnen Rohöleinheit = Millions de tonnes d’équivalent pétrole
Typische Eigenschaften von Kraftstoffen = Caractéristiques typiques des carburants
Dichte = Densité Heizwert = Pouvoir calorifique Biodiesel = Biodiesel Bioethanol = Bioéthanol
Rapsöl = Huile de colza Diesel = Diesel Benzin = Essence
Typische Eigenschaften von festen und gasförmigen Energieträgern = Caractéristiques typiques des
sources d’énergie solides et gazeuses Dichte = Densité Heizwert = Pouvoir calorifique bzw. = ou
Steinkohle = Houille Braunkohle = Lignite Erdgas H (in m3) = Gaz naturel H (en m3) Heizöl
EL = Fioul extra-léger Biogas (in m3) = Biogaz (en m3) Holzpellets = Granulés de bois
Umrechnungen = Conversions
21. Annexe : Abréviations
BHKW Blockheizkraftwerk (centrale de cogénération : installation destinée à pro-duire de l’énergie électrique et de la chaleur à l’aide d'un moteur à combus-tion ou d’une turbine à gaz)
BMU Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (Minis-tère fédéral allemand de l’Environnement, de la Protection de la nature et de la Sûreté nucléaire
BSW Bundesverband Solarwirtschaft e.V. (Association allemande de l’industrie solaire
CCS Carbon Dioxide Capture and Storage (capture et stockage du dioxyde de carbone, séparation du CO2 issu d’émissions de centrales et son stockage subséquent dans des structures géologiques)
EE Énergies renouvelables
EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz (loi allemande sur les énergies renouve-lables)
EVU Energieversorgungsunternehmen (distributeur d’énergie)
IEA Agence internationale de l’énergie
IKT Technologies de l’information et de la communication
KWK Kraft-Wärme-Kopplung (cogénération : principe de production simultanée d’énergie mécanique, au final sous forme d’énergie électrique, et de cha-leur utilisable)
PV Photovoltaïque
Wp Watts « crête » : puissance nominale d’un panneau photovoltaïque ou d’un champ de panneaux
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22. Annexe : Sources
AGEB1 Energieverbrauch in Deutschland - Daten für das 1.-3. Quartal (La con-sommation d’énergie en Allemagne – données pour les trimestres 1 à 3) 2011, Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e.V., (Groupe de travail sur les bilans énergétiques), novembre 2011
AGEB2 Energieflussbild 2010 für die Bundesrepublik Deutschland in Petajoule (Schéma sur les flux d’énergie en 2010 pour la République fédérale d’Allemagne, en pétajoules), Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e.V. (Groupe de travail sur les bilans énergétiques), 28 juillet 2011
AGEB3 AG Energiebilanzen (Groupe de travail sur les bilans énergétiques), ser-vice presse, septembre 2011
AGEB4 AG Energiebilanzen (Groupe de travail sur les bilans énergétiques), ser-vice presse, janvier 2012
BDEW1 Durchschnittliche Ausnutzungsdauer der Kraftwerke im Jahr 2007 in Stunden, Stand September 2010 (Durée d’exploitation moyenne des centrales en 2007, en heures, à septembre 2010)
BDEW2 BDEW-Strompreisanalyse Mai 2012, Haushalte und Industrie (Analyse BDEW du prix de l’électricité en mai 2012, ménages et industrie)
BDEW3 Erneuerbare Energien liefern mehr als ein Viertel des Stroms (Les éner-gies renouvelables fournissent plus d’un quart de l’électricité), communi-qué de presse de BDEW, 26 juillet 2012
BDEW4 Erneuerbare Energien und das EEG: Zahlen, Fakten, Grafiken (2013) (Les énergies renouvelables et la loi EEG : chiffres, faits, graphiques (2013)); BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW Association fédérale des secteurs de l’énergie et de l’eau), 31 janvier 2013
Beck M. Beck, G. Bopp, A. Goetzberger, T. Obergfell, C. Reise, S. Schindele, Combining PV and Food Crops to Agrophotovoltaic – Optimization of Ori-entation and Harvest, 27th European Photovoltaic Solar Energy Confer-ence, Frankfurt, Germany, 24-28 September 2012
BEE BEE-Hintergrund zur EEG-Umlage 2013 - Bestandteile, Entwicklung und Höhe (Note de synthèse de l’Association fédérale pour les énergies re-nouvelables BEE sur le prélèvement EEG 2013 – éléments, évolution et montant); version actualisée suite à la publication des prévisions des ges-tionnaires de réseaux de transport d’électricité, 15 octobre 2012
BMU1 Erneuerbare Energien in Zahlen, Nationale und internationale Ent-wicklung, Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsi-cherheit (BMU) (Les énergies renouvelables en chiffres, évolution natio-nale et internationale, Ministère fédéral allemand de l’Environnement, de la Protection de la nature et de la Sûreté nucléaire (BMU)), juillet 2012
BMU2 Beschäftigung durch erneuerbare Energien in Deutschland: Ausbau und Betrieb heute und morgen (Les emplois liés aux énergies renouvelables en Allemagne : développement et entreprise – aujourd’hui et demain), premier rapport sur les emplois bruts, projet de recherche du BMU,
84 (91)
14 mars 2012
BMU3 Forschungsjahrbuch Erneuerbare Energien 2011 (Annuaire de la re-cherche sur les énergies renouvelables 2011), Ministère fédéral allemand de l’Environnement, de la Protection de la nature et de la Sûreté nucléaire (BMU), juillet 2012
BMWi Gesamtausgabe der Energiedaten - Datensammlung des BMWi (Publica-tion intégrale des données sur l’énergie – base de données du Ministère fédéral allemand de l’Économie et de la Technologie (BMWi)), au 2 novembre 2012
BNA Evaluierungsbericht zur Ausgleichsmechanismusverordnung (Rapport d’évaluation sur le décret allemand sur le mécanisme de compensation), Agence fédérale allemande des réseaux (BNA), mars 2012
BSW Statistische Zahlen der deutschen Solarstrombranche (Photovoltaik) (Sta-tistiques sur le secteur solaire allemand (photovoltaïque)), Association allemande de l’industrie solaire (BSW-Solar), septembre 2012
Bundes-tag
EEG-Umlage 2010 (Prélèvement EEG 2010), Deutscher Bundestag, Wis-senschaftliche Dienste (Bundestag allemand, Services scientifiques), N° 21/10, 25 mars 2010
Bunde-sreg
Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der Abgeordneten (Réponse du gouvernement fédéral allemand à la Petite Question des députés), Oliver Krischer, Hans-Josef Fell, Bärbel Höhn, d’autres députés et du groupe parlementaire BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN – imprimé 17/10018 –
DEWI Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr 2020 (Agenda du sec-teur de l’énergie pour l’intégration de l’énergie éolienne terrestre et offshore en Allemagne à l’horizon 2020), étude mandatée par l'Agence allemande de l'énergie (dena), février 2005
DLR Externe Kosten der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien im Ver-gleich zur Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern (Coûts externes de la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables comparés à la production d'électricité à partir de sources d'énergie fossiles), expertise réalisée dans le cadre de prestations de conseil fournies au Ministère fé-déral allemand de l’Environnement, de la Protection de la nature et de la Sûreté nucléaire, mai 2007
DWD Wolfgang Riecke, Bereitstellung von historischen Globalstrahlungsdaten für die Photovoltaik (Mise à disposition de données historiques sur le ra-yonnement global), 2. Fachtagung Energiemeteorologie (2e symposium sur la météorologie de l’énergie), avril 2011
ECOFYS Abschätzung der Kosten für die Integration großer Mengen an Photovol-taik in die Niederspannungsnetze und Bewertung von Optimierungspoten-tialen (Estimation du coût de l'intégration de volumes photovoltaïques im-portants dans le réseau basse tension et évaluation des potentiels d’optimisation),ECOFYS, mars 2012
EEBW Erneuerbare Energien in Baden-Württemberg 2011 (Les énergies renou-
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velables au Bade-Wurtemberg en 2011), Ministère de l’Environnement, du Climat et du Secteur de l’énergie du Bade-Wurtemberg, no-vembre 2012
EEG1 Loi sur la priorité aux énergies renouvelables (loi allemande sur les éner-gies renouvelables – EEG), Ministère fédéral allemand de la Justice, 25 octobre 2008 http://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/eeg_2009/gesamt.pdf
EEG2 Vergütungssätze und Degressionsbeispiele nach dem neuen Erneuer-bare-Energien-Gesetz (EEG) vom 31.10.2008 mit Änderungen vom 11.08.2010 (Tarifs d’achat et exemples de dégressivité en vertu de la nouvelle loi sur les énergies renouvelables (EEG) du 31 octobre 2008, modifiée le 11 août 2010), BMU KI III 1, novembre 2010 http://www.bmu.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/ eeg_2009_verguetungsdegression_bf.pdf
EPIA EPIA Sustainability Working Group Fact Sheet, 13 mai 2011
FÖS Externe Kosten der Atomenergie und Reformvorschläge zum Atomhaf-tungsrecht, Hintergrundpapier zur Dokumentation von Annahmen, Methoden und Ergebnissen (Coûts externes de l’énergie nucléaire et pro-positions de réforme pour la législation en matière de responsabilité nu-cléaire, note de synthèse sur la documentation d’hypothèses, de mé-thodes et de résultats), Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V. (Forum économie de marché écologique et sociale), septembre 2012
FVEE Energiekonzept 2050 - Eine Vision für ein nachhaltiges Energiekonzept auf Basis von Energieeffizienz und 100% erneuerbaren Energien (Con-cept énergétique 2050 – Une vision pour un concept énergétique durable basé sur l’efficacité énergétique et 100 % d’énergies renouvelables), Forschungsverbund Erneuerbare Energien (Association de recherche sur les énergies renouvelables) (FVEE), juin 2010, graphique de B. Burger avec mise à jour du 28 novembre 2011
Gores Sabine Gores, Kraft-Wärme-Kopplung in Deutschland – Entwicklung im Zeitraum 2003-2010 und mögliche Ausbaupfade 2020/2030 (La cogéné-ration en Allemagne – évolution pour la période 2003 - 2010, et voies possibles de développement pour 2020/2030), KWK-Workshop (Atelier sur la cogénération), 16 novembre 2011
IFNE Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global (Scénarios à long terme et stratégies pour le développement des énergies renouvelables en Allemagne, compte tenu de l’évolution en Europe et dans le monde), étude mandatée par le BMU, mars 2012
ISE1 Christoph Kost, Dr. Thomas Schlegl ; Stromgestehungskosten Erneuer-bare Energien (Coûts de production d’électricité par les énergies renouve-lables) ; étude de l’Institut Fraunhofer pour les systèmes énergétiques solaires ISE, décembre 2010
ISE2 Kiefer K, Dirnberger D, Müller B, Heydenreich W, Kröger-Vodde A. A Degradation Analysis of PV Power Plants. 25th European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition, Valencia, 2010
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ISE3 Broschüre zur Sonderschau PV ENERGY WORLD auf der Intersolar Eu-rope 2011 (Brochure pour l’exposition spéciale PV ENERGY WORLD organisée à l’occasion du salon Intersolar Europe 2011), Solar Promotion GmbH (éditeur), Munich, juin 2011 http://www.intersolar.de/fileadmin/Intersolar_Europe/Besucher_Service/ISE2011_PV_Energy_World.pdf
ISE4 Bruno Burger, Stromerzeugung aus Solar- und Windenergie im Jahr 2012 (Production d’électricité à partir d’énergie solaire et éolienne en 2012) http://www.ise.fraunhofer.de/de/daten-zu-erneuerbaren-energien, étude de l’Institut Fraunhofer pour les systèmes énergétiques solaires ISE, no-vembre 2012
ISE5 Hans-Martin Henning, Andreas Palzer ; 100 % Erneuerbare Energien für Strom und Wärme in Deutschland (100% d’énergies renouvelables pour l’électricité et la chaleur de chauffage en Allemagne) ; étude de l’Institut Fraunhofer sur les systèmes énergétiques solaires ISE, novembre 2012
ISE6 Photovoltaik-Brandschutz – Fakten statt Phantome (Photovoltaïque et protection contre l’incendie – données factuelles au lieu de fantômes), communiqué de presse de Fraunhofer ISE, 7 février 2013 ; informations complémentaires sur la protection contre l’incendie sur www.pvbrandsicherheit.de
ISET1 Yves-Marie Saint-Drenan et al., Summenganglinien für Energie 2.0 (Courbes chronologiques globales pour l’énergie 2.0), étude de l’Institut für Solare Energieversorgungstechnik, ISET e.V. (Institut des technolo-gies d’approvisionnement en énergie solaire, ISET), avril 2009
ISET2 Rolle der Solarstromerzeugung in zukünftigen Energieversorgungsstruk-turen - Welche Wertigkeit hat Solarstrom? (Rôle de la production d’électricité solaire dans les structures futures d’approvisionnement en énergie – Quelle est la valeur de l’électricité solaire ?), étude mandatée par le Ministère fédéral allemand de l’Environnement, de la Protection de la nature et de la Sûreté nucléaire, mai 2008
ISI Monitoring der Kosten und Nutzenwirkungen des Ausbaus erneuerbarer Energien im Strom- und Wärmebereich im Jahr 2011 (Surveillance des coûts et des effets bénéfiques du développement des énergies renouve-lables dans les domaines de l’électricité et de la chaleur en 2011), Fraun-hofer-Institut für System- und Innovationsforschung (Institut Fraunhofer de recherche sur les systèmes et l’innovation) (ISI), Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung (Institut allemand pour la recherche économique) (DIW Berlin), Gesellschaft für Wirtschaftliche Strukturforschung mbH (So-ciété de recherche sur les structures économiques) (GWS), Institut für ZukunftsEnergieSysteme (Institut pour les systèmes énergétiques d‘avenir) (IZES), juin 2012
IWES Vorstudie zur Integration großer Anteile Photovoltaik in die elektrische Energieversorgung (Étude préliminaire relative à l’intégration d’un pour-centage important de production photovoltaïque dans l’approvisionnement en énergie électrique), étude mandatée par l’Association allemande de l’industrie solaire BSW, Institut Fraunhofer
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pour l’énergie éolienne et la technologie des systèmes énergétiques (IWES), novembre 2011
IZES Kurzfristige Effekte der PV-Einspeisung auf den Großhandelsstrompreis (Effets à court terme de l’injection d’électricité photovoltaïque sur le prix de gros de l’électricité), Institut für ZukunftsEnergieSysteme IZES (Institut pour les systèmes énergétiques d‘avenir, IZES), 31 janvier 2012
Landtag Solarparks in Baden-Württemberg fördern statt ausbremsen (Encourager les parcs solaires au Bade-Wurtemberg au lieu de freiner leur dévelop-pement), prise de position du Ministère de l'économie, parlement du Land de Bade-Wurtemberg, 14e période électorale, imprimé 14 / 6786, 29 juillet 2010
LAU-KAMP
H.Laukamp et al., Sind PV-Anlagen „brandgefährlich“? - Mythen und Fakten (Les installations photovoltaïques présentent-elles un « risque d’incendie » ? – Mythes et faits), 27. Symposium Photovoltaische Sola-renergie (27e symposium sur l‘énergie solaire photovoltaïque, Bad Staf-felstein), mars 2012
LFU Berechnung von Immissionen beim Brand einer Photovoltaik-Anlage aus Cadmiumtellurid-Modulen (Calcul des immissions provoquées par l’incendie d’une installation photovoltaïque composée de panneaux à base de cadmium-telluride), Bayerisches Landesamt für Umwelt (Agence pour l'environnement du Land de Bavière), novembre 2011
LICHTBLICK
Analyse des Beitrags von Mini-BHKW zur Senkung von CO2-Emissionen und zum Ausgleich von Windenergie (Analyse de la contribution des mini-centrales de cogénération à la baisse des émissions de CO2 et à la com-pensation de l’énergie éolienne), expertise sur la « centrale pour la mai-son » mandatée par LichtBlick AG, LBD-Beratungsgesellschaft mbH, 2009
MWV Site Internet de Mineralölwirtschaftsverband e.V. (Association de l’industrie pétrolière), 10 décembre 2011
Photon « Herr Altmaier, so geht’s! » (« Monsieur Altmaier, voilà comment procé-der ! »), étude sur l’approvisionnement intégral par le solaire et l’éolien d’ici 2030, Photon, octobre 2012
Prognos Bedeutung der internationalen Wasserkraft-Speicherung für die Energie-wende (Importance du stockage international d’énergie hydraulique pour la transition énergétique), étude réalisée par Prognos AG sur demande de Weltenergierat -Deutschland e.V, (Conseil mondial de l’énergie - Alle-magne), 9 octobre 2012
PVGIS Photovoltaic Geographical Information System, http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php
R2B Jahresprognose 2013 und Mittelfristprognose bis 2017 zur deutschland-weiten Stromerzeugung aus EEG geförderten Kraftwerken (Prévisions pour l’année 2013 et prévisions à moyen terme à l’horizon 2017 de la production d’électricité en Allemagne à partir de centrales bénéficiant du soutien instauré par la loi EEG), étude réalisée par r2b energy consulting GmbH sur demande des gestionnaires de réseaux, novembre 2012
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Roon S. von Roon, M. Huck, Merit Order des Kraftwerksparks (Le « merit or-der » du parc de centrales électriques), Forschungsstelle für Energie-wirtschaft e.V. (Institut de recherche sur le secteur de l’énergie), juin 2010
RWE Die Energiewende, Daten und Fakten von RWE Deutschland (La transi-tion énergétique, données et faits rassemblés par RWE Allemagne), 6 octobre 2012
Shell « New Lens Scenarios - A Shift in Perspective for a World in Transition », étude mandatée par Royal Dutch Shell, mars 2013
SMA Volker Wachtenfeld, Können große PV-Anlagen Versorgungsnetze stabi-lisieren? (Les grandes installations photovoltaïques peuvent-elles stabili-ser les réseaux de distribution ?), VDE, Kassel, mars 2009
Solarthe-larthe-men
Solarthemen N° 392, 31 janvier 2013
SRU « 100% erneuerbare Stromversorgung bis 2050: klimaverträglich, sicher, bezahlbar » (« Approvisionnement en électricité 100 % renouvelable à l’horizon 2050 : compatible avec le climat, sûr, abordable »), prise de position de Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU) (Conseil consul-tatif sur l’environnement, SRU), n° 15, mai 2010
Trend research
Marktakteure Erneuerbare – Energien – Anlagen in der Stromerzeugung (Acteurs du marché des installations énergies renouvelables dans la pro-duction d’électricité), trend:research Institut für Trend- und Mark-tforschung (Institut de recherche sur les tendances et les marchés), août 2011
UBA1 Energieziel 2050 : 100% Strom aus erneuerbaren Quellen (Objectif éner-gétique 2050 : 100 % d’électricité à partir de sources renouvelables), Agence fédérale allemande pour l’environnement, juillet 2010
UBA2 Presseinformation Nr. 32/2010, Umweltbundesamt (Communiqué de presse n° 32/2010, Agence fédérale allemande pour l’environnement)
ÜNB Prognose der EEG-Umlage 2013 gemäß AusglMechV vom 15.10.2012 (Prévisions pour le prélèvement EEG 2013 en vertu du décret allemand sur le mécanisme de compensation (AusglMechV) du 15 octobre 2012, concept prévisionnel et calcul des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité), 15 octobre 2012
WEC Energie für Deutschland 2011 - Fakten, Perspektiven und Positionen im globalen Kontext (L’énergie pour l’Allemagne en 2011 – faits, perspec-tives et positions dans le contexte mondial), Weltenergierat -Deutschland e.V, (Conseil mondial de l’énergie - Allemagne) (éditeur), mai 2011
VDMA « PV-Maschinenbau erreicht 2011 Rekordumsatz, Auftragseingang ein-gebrochen » (Chiffre d’affaires record pour les constructeurs d’installations photovoltaïques en 2011, chute des commandes), Verband Deutscher Maschinen- und Anlagenbau VDMA (Fédération allemande de la construction mécanique et de l‘ingénierie, VDMA), communiqué de presse, 26 avril 2012
VDN Verband der Netzbetreiber (Fédération des gestionnaires de réseaux),
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http://www.eeg-kwk.net/de/EEG_Jahresabrechnungen.htm
VFL Berechnung einer risikoadäquaten Versicherungsprämie zur Deckung der Haftpflichtrisiken, die aus dem Betrieb von Kernkraftwerken resultieren (Calcul d’une prime d’assurance adaptée aux risques en matière de res-ponsabilité civile résultant de l’exploitation d’une centrale nucléaire), étude réalisée par Versicherungsforen Leipzig (Société de sciences ac-tuarielles appliquées) sur demande de Bundesverband Erneuerbare Energie (Association fédérale des énergies renouvelables, BEE), 1er avril 2011
VGB Kraftwerke 2020+, Stellungnahme des Wissenschaftlichen Beirats der VGB PowerTech e.V. (Centrales 2020+, prise de position du Comité con-sultatif scientifique de VGB PowerTech), 2010
23. Annexe : Figures
Figure 1 : Évolution de la part des énergies renouvelables dans la consommation
nette d’électricité (énergie finale) en Allemagne, données de [BMWi], [BDEW3], [BDEW4]................................................................................................................. 7
Figure 2 : Part des EnR dans la consommation intérieure brute d’électricité et objectifs minimaux du gouvernement fédéral allemand [BDEW4] .......................... 8
Figure 3 : Prix moyen pour le client final (prix du système, net) d’une installation en toiture prête à fonctionner d’une puissance inférieure ou égale à 10 kWc, données de [BSW] ................................................................................................................ 9
Figure 4 : Évolution chronologique des prix des panneaux photovoltaïques (PSE AG/Fraunhofer ISE, source : Strategies Unlimited/Navigant Consulting, estimation pour 2012). La droite montre la tendance de l’évolution des prix. ........................ 10
Figure 5 : Tarif d’achat pour l’électricité photovoltaïque suivant la date de mise en service de l’installation en vertu de la loi EEG, tarif d’achat moyen de l’électricité photovoltaïque pour les installations existantes selon [VDN], [R2B], prévisions des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité et prix de l’électricité [BMWi] ; les pointillés correspondent à des estimations ..................................................... 11
Figure 6 : Prévision de l’évolution du tarif d’achat et du prix de l’électricité, graphique : B. Burger, Fraunhofer ISE, en datee du 14 novembre 2012 ; données : BMU, EEG 2012 et données énergie BMWi ......................................................... 13
Figure 7 : Formation des prix à la bourse EEX [Roon] ............................................. 14
Figure 8 : L’impact des EnR sur la formation des prix à la bourse de l’électricité [WEC] ................................................................................................................... 15
Figure 9 : Merit order pour l’année 2008 et prix EEX [Roon] .................................... 16
Figure 10 : Merit order 2011 des centrales traditionnelles [IZES] ; les indications relatives aux prix de l’énergie primaire se réfèrent à la valeur calorifique, les coûts marginaux à l’énergie électrique ........................................................................... 17
Figure 11 : Évolution de la valeur boursière de l’électricité et des coûts différentiels [BDEW4]............................................................................................................... 18
Figure 12 : Base de calcul du prélèvement EEG 2013 [BDEW4] ............................. 20
Figure 13 : Composition du prélèvement EEG 2012 et 2013 [BEE] ......................... 21
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Figure 14: Prélèvement EEG 2013 hors coûts externes [BEE] ................................. 21
Figure 15 : Coûts différentiels du développement des EnR pour l’électricité, sur la base de différentes hypothèses relatives à l'évolution des prix de l'électricité [IFNE] ; en 2011, la part du photovoltaïque dans les coûts différentiels était d’environ 6 milliards d’euros, soit plus de la moitié de ces coûts. ......................... 23
Figure 16 : Évaluation globale des coûts et bénéfices de la production d’électricité à partir d’EnR [ISI] ................................................................................................... 25
Figure 17 : Exemple de composition d’un prix de détail de 29 ct/kWh en 2013 (KWK : loi allemande relative à la cogénération ; StromNEV : allègement des entreprises industrielles électro-intensives ; concession réseau : taxe sur l’utilisation de voies publiques) ............................................................................................................. 27
Figure 18 : Prélèvement EEG selon les volumes d’électricité (industrie seulement) 29
Figure 19 : Évolution des prix de détail bruts, des prix d’électricité nets pour les gros clients industriels [BMWi] et du prélèvement EEG ; aujourd’hui, les prix de détail bruts sont composés pour moitié d’impôts et de taxes. ........................................ 31
Figure 20 : Estimation approximative des coûts de production d’électricité des installations photovoltaïques selon différentes conditions d’ensoleillement ......... 33
Figure 21 : Quote-part des propriétaires dans la puissance PV exploitée fin 2010 [trend:research] .................................................................................................... 37
Figure 22 : Dépenses nationales pour la recherche sur l’énergie [BMWi] ........ 38
Figure 23 : Volume des aides octroyées en soutien à la recherche photovoltaïque pour 2011, y compris les ressources du programme « Alliance pour l’innovation » [BMU3] ................................................................................................................. 38
Figure 24 : Injection d’électricité photovoltaïque [BSW] ............................................ 39
Figure 25 : Production réelle et planifiée d’électricité ,par heure, en 2012 [ISE4]..... 40
Figure 26 : Puissance moyenne par heure pour l’injection d’électricité solaire et éolienne en 2012 [ISE4] ....................................................................................... 41
Figure 27 : Production d’électricité photovoltaïque et éolienne par mois en 2011-2012 [ISE4] ................................................................................................................... 42
Figure 28 : Autonomie d'un véhicule pour un rendement annuel de 1 a = 100 m2 de culture énergétique (2,3) et de 40 m2 de panneaux photovoltaïques, surélevés sur un terrain plat de 100 m2, sources : Bruno Burger, Fraunhofer ISE (1) et Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe (2),(3) ................................................... 46
Figure 29 : Prévision des heures de pleine charge pour les installations exploitées toute l’année, valeurs moyennes pour la période 2012-2016, données de [R2B] 47
Figure 30 : Somme annuelle du rayonnement global horizontal en Allemagne, moyenne pour la période allant de 1981 à 2010 [DWD] ....................................... 49
Figure 31 : Utilisation d’énergie primaire pour la production d’électricité selon les sources d’énergie [EEBW] ................................................................................... 50
Figure 32 : Représentation schématique simplifiée d’un système d’énergies renouvelables comprenant les éléments essentiels liés au réseau électrique dans les catégories extraction/production, transformation, stockage et consommation ; TIC : technologies d’information et de communication ; encadrés en pointillés : aujourd’hui disponibles en très faibles puissances/capacités ............................... 54
Figure 33 : Scénario « 2011 A » pour le développement de la production d’électricité EnR, données de [IFNE] ...................................................................................... 55
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Figure 34 : Scénario d’un système énergétique allemand, représentation schématique de la structure du système. [ISE5] .................................................. 56
Figure 35 : Scénarios sur les quotes-parts des sources d'énergie dans la production d'électricité en Allemagne [ISE3] .......................................................................... 56
Abbildung 36: Primärenergieverbrauch nach Quellen [Shell] ................................... 57
Figure 37 : Schéma sur les flux d’énergie en 2010 pour la République fédérale d’Allemagne, en pétajoules [AGEB2] ................................................................... 58
Figure 38 : Structure de la consommation d’énergie primaire en 2011 en Allemagne, parts en pourcentages (année précédente entre parenthèses), au total 13 411 PJ ou 457,6 millions de t TEC [AGEB3] .................................................................... 59
Figure 39 : Structure de la consommation d’énergie finale par type d’énergie en Allemagne en 2010, entre parenthèses les valeurs de l’année précédente [AGEB4] ............................................................................................................... 60
Figure 40 : Estimation approximative de la répartition mensuelle (somme annuelle = 100 %) de l’électricité solaire, calculée pour la ville de Fribourg sur la base de [PVGIS], de l’électricité éolienne [DEWI], de la demande de chaleur de chauffage par degré-jour (VDI 2067/DIN 4713), de la demande d’énergie pour la production d’eau chaude des ménages, de la demande d’électricité [AGEB1] et des ventes de carburants [MWV]. ................................................................................................ 61
Figure 41 : Production d’électricité en semaine 21 de l’année 2012, avec le record de 22,4 GW de puissance photovoltaïque produits le vendredi 25 mai (graphique : B. Burger, Fraunhofer ISE ; données : bourse de l’électricité de Leipzig, EEX) ....... 62
Figure 42 : Profil de charge moyen et profils d’injection photovoltaïque mensuels moyens au cours du premier semestre 2011 [IZES] ............................................ 63
Figure 43 : Charge d’électricité de la semaine de l’année 2005 affichant le rendement le plus élevé pour l’électricité photovoltaïque, injection d’électricité photovoltaïque calculée pour des scénarios de développement jusqu’à 50 GW [SMA] ............... 63
Figure 44 : Profils de rendement électrique d’installations photovoltaïques montées de différentes manières, calculés à l’aide du logiciel PVsol pour une journée quasiment sans nuages du mois de juillet à Fribourg ........................................... 64
Figure 45 : Disponibilité des centrales électriques [VGB] ......................................... 67
Figure 46 : Puissance totale produite par les centrales hydrauliques dans certains pays, données de 2010 [Prognos] ; l’affectation des capacités aux types de centrales varie selon les sources des données. ................................................... 67
Figure 47 : Consommation d’électricité d’un ménage moyen sans production d'eau chaude [RWE] ........................................................................................... 69
Figure 48 : Voies possibles pour la transformation et le stockage d’électricité photovoltaïque, avec indications approximatives de leur rendement. .......... 72