Artikel teilen auf

La loi allemande sur les énergies renouvelables (EEG) ayant bientôt 20 ans, la subvention initiale pour les premières installations arrive à échéance à la fin 2020. La question se pose alors de savoir dans quelle mesure il est économiquement possible de poursuivre l’exploitation sur la base des canaux de commercialisation qui seront alors disponibles. Cet article met en lumière des scénarios et leurs conséquences, y compris sur le prix de l’électricité.

Reprenons du début: au départ, il y avait la volonté de l’Allemagne d’encourager les énergies renouvelables, ce qu’elle a également fait avec brio (voir graphique 1): la puissance éolienne installée est passée de 0 à 50 GW en 26 ans!

Mais à l’expiration des subventions EEG fin 2020 ou début 2021, les anciennes installations d’environ 3,8 à 4 GW ne recevront plus de subventions (fluctuation représentée en hachuré dans le graphique 2), d’après l’étude «Perspectives pour la poursuite de l’exploitation des installations éoliennes après 2020» que l’association allemande pour l’énergie éolienne (BWE) a commandée à Deutsche WindGuard (ici). Les années suivantes, jusqu’en 2025, ce seront 1,7 à 3,0 GW supplémentaires chaque année. Selon le corridor d’extension du gouvernement allemand, ce chiffre doit être comparé aux volumes d’appels d’offres (extension) de 2,8-2,9 GW/an. En 2021, la puissance concernée des anciennes installations s’établit à environ 2,5 GW. Elle est donc inférieure à celle de 2020 et légèrement inférieure au corridor d’extension. Toutefois, étant donné qu’il faut s’attendre à une extension plutôt en dessous du corridor en 2020 et 2021, il est probable, selon l’étude, qu’au cours de ces années, la puissance supprimée de la rémunération ou menacée de démantèlement sera nettement plus élevée que la nouvelle puissance installée. Au total, environ 16 GW de puissance installée seront supprimés de la subvention d’ici 2025, comme l’indiquent les données jusqu’en juin 2017 inclus.

Conséquences pour l’extension nette de l’énergie éolienne après 2020

Même si l’étude note que, du point de vue de l’exploitant, il y aura encore des incitations après 2020 pour l’exploitation des installations éoliennes au-delà de leur durée de vie d’exploitation, l’état actuel des connaissances est limité en ce qui concerne le parc des anciennes installations concernées. On manque de connaissances détaillées sur le démantèlement déjà effectué et sur les structures des parcs éoliens concernées. C’est pourquoi, selon WindGuard, la décision quant à la poursuite éventuelle de l’exploitation d’une installation éolienne doit être prise au cas par cas: les structures des exploitants, le site et les structures des coûts d’exploitation jouent un rôle.

En outre, l’extension nette prévue ne peut être estimée avec certitude, car des réajustements politiques sont à prévoir, selon l’étude WindGuard. Dans l’hypothèse d’une extension de l’ordre du volume de l’appel d’offres (2,8-2,9 GW/an) et d’un démantèlement complet des anciennes installations concernées, aucune extension nette n’aurait lieu en 2022 ou elle serait négative et elle ne représenterait même pas 500 MW en 2023. En 2024 et 2025, on pourrait s’attendre à une extension nette d’environ 1 MW. D’autre part, il est cependant nécessaire d’augmenter le nombre total de corridors d’extension afin d’atteindre l’objectif de 65% d’énergies renouvelables d’ici 2030.

Incidence sur les prix de l’électricité

Même si l’on connait clairement la puissance d’énergie éolienne pour laquelle le droit à la rémunération EEG sera supprimé à partir de 2021, des doutes subsistent sur le nombre d’installations qui continueront à être exploitées après cette date. Afin d’estimer l’impact sur les prix de l’électricité, nous avons calculé deux scénarios dans le modèle de prix de l’électricité de l’analyse Négoce (voir graphique 3). Les barres rouges du graphique («Gone») représentent le scénario du pire cas dans lequel 100% des installations seraient retirées du réseau et les barres bleues du graphique (« Fade») représentent un scénario dans lequel environ 50% des capacités disponibles continueraient d’être exploitées ou bien l’autre moitié serait retirée du réseau. Pour la période 2021 à 2024, le démantèlement pourrait entraîner une hausse des prix de l’électricité en Allemagne (fourchettes annuelles) pouvant atteindre 1,8 €/MWh selon le scénario. Le second scénario, plus modéré, montre également une influence sur les prix de l’électricité de 0,3 à un peu moins de 1,0 €/MWh jusqu’en 2024. Le subventionnement des prix de l’électricité est plus élevé en hiver qu’en été.

Changements politiques possibles jusqu’en 2020

Mais le vent peut encore tourner plusieurs fois jusqu’en 2020. Outre les ajustements sur le plan politique, car la politique ne tient pas compte d’un éventuel démantèlement de capacités dans l’EEG 2017, il pourrait y avoir des changements dans les domaines suivants:

  • Optimisation des concepts de maintenance, encore plus conçus sur mesure et développés pour les installations de plus de 20 ans.
  • Évolution des prix de cotation de l’électricité en bourse: Avec un prix de cotation de l’électricité en bourse nettement plus élevé qu’aujourd’hui, la poursuite de l’exploitation après 2020 pourrait rester intéressante pour un plus grand nombre d’installations éoliennes.
  • D’autres canaux de commercialisation sont envisageables pour les anciennes installations, qui n’auront plus droit à une rémunération, et d’autres options de commercialisation pourraient être développées.
Alexandra Berchtold

Alexandra Berchtold

Alexandra Berchtold: L’analyste en négoce est responsable de l’analyse qualitative des marchés de carburant et d’électricité les plus importants, des rapports et du flux des messages dans les canaux concernés au sein de BKW.