« C’est la foudre nordique qui s’abat sur l’Energiewende » JP Riou (Interview)
Nouvelle déconvenue pour la transition énergétique allemande que l’Europe entière commence à connaitre sous le nom d’Energiewende. Le 6 novembre 2024, toute sa production éolienne s’est brutalement effondrée en fournissant moins de 1 GW pendant plus de 30 heures, une situation qui vient de se reproduire le 12 décembre … et tout cela malgré les 71920 MW éoliens installés. La conséquence de ce phénomène appelé Dunkelflaute est l’explosion des prix à court terme de l’électricité (marché spot), mais également, un risque de désorganisation du marché européen de l’électricité notamment avec les pays nordiques : ce qui a été immédiatement dénoncé par Terje Aasland, ministre norvégien de l’énergie, et également par Ebba Busch, la ministre suédoise de l’énergie. Pour comprendre en détail les mécanismes de ce jeu de dominos Jean-Pierre Riou, chroniqueur indépendant sur les thématiques énergie a bien voulu répondre à nos questions.
The European Scientist : L’Allemagne vient d’être affectée par deux épisodes prolongés et tant redoutés sans vent ni soleil, qu’elle nomme « Dunkelflaute ». Aurait-elle pu éviter une rupture d’approvisionnement sans le secours de ses voisins ?
Jean-Pierre Riou : Oui. L’Allemagne sait parfaitement qu’en cas de pic de consommation, elle ne peut compter sur aucune production solaire et que l’éolien ne saurait garantir plus de 1% de sa puissance installée. C’est la raison pour laquelle elle dispose d’un doublon intégral pilotable. Contrairement à la France, elle a fait le choix de subventionner des centrales thermiques en réserve du réseau avec l’interdiction pour elles de vendre sur le marché. C’est notamment le cas de la centrale à gaz d’Irsching pour laquelle son exploitant Eon, qui perdait de l’argent malgré les subventions, a menacé d’aller en justice pour obtenir le droit de fermer (1), mais n’a pas obtenu gain de cause face aux injonctions du gestionnaire de réseau. (2)
Le scénario de référence de l’institut Fraunhofer (désormais nommé « ouvert aux technologies ») ne prévoit d’ailleurs aucune réduction de la puissance pilotable installée. Au contraire, cette puissance est supposée passer de 86 GW en 2025 à 146 GW en 2045 sous forme de centrales à gaz. La principale différence avec le précédent scénario étant la proportion importante d’hydrogène, avec 96 GW, contre 1 ou 2 dans « référence ».
En tout état de cause, l’Allemagne disposait donc de la puissance nécessaire, et a dû redémarrer les centrales les plus coûteuses qui ont déterminé le prix du marché. D’où son envolée à presque 1000 €/MWh.
TES.: Ce n’est donc pas le nucléaire français qui a sauvé le système allemand ?
JPR.: Effectivement, on ne peut pas le prétendre. Mais ce n’est pas pour autant que les lois du marché l’ont empêché d’acheter chez ses voisins où le cours était inférieur. Du moins jusqu’à ce que les interconnexions soient saturées. Car pendant plus de 30 heures où les 78,5 GW éoliens installés n’ont même pas atteint la puissance d’1 GW, l’Allemagne importait en permanence, notamment de la France, plus de 10 GW et même 17 GW le 12 décembre à 8h30. Le différentiel des cours qui s’est creusé avec ses voisins à partir de 3 h du matin est d’ailleurs le symptôme de cette saturation des interconnexions.
TES.: Mais alors, pourquoi les cours ont-ils également flambé en Suède, et surtout en Norvège où l’électricité est hydraulique pour plus de 90 % ?
JPR.: Le grand marché interconnecté de l’électricité est destiné à exporter les surproductions aléatoires des énergies renouvelables mais permet également de mutualiser les problèmes. C’est la raison de la colère de Terje Aasland, ministre norvégien de l’énergie, qui a qualifié cette situation de « absolument merdique » (“It’s an absolutely shit situation.”) En effet, les interconnexions ont permis à l’Allemagne et au Danemark, qui subissait la même panne de vent, de « siphonner » la production des réservoirs hydrauliques norvégiens qui étaient alors pleins, ainsi que l’explique le média spécialiste de l’énergie OilPrice (3), et de contaminer ainsi le marché norvégien de l’électricité avec 898 €/MWh à 17 heures, alors que le pays ne connaissait même pas de vague de froid.
TES.: Quel enseignement pensez-vous devoir tirer de cette situation ?
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