Énergie éolienne en Allemagne

Un article de Wikipédia, l'encyclopédie libre.
Éoliennes du parc Bard-1 en 2011.

Le secteur de l'énergie éolienne en Allemagne a pris une grande importance : en 2021, la part de l'éolien dans la production d'électricité du pays atteint 20,1 % (22,7 % en 2020) ; en 2019, l'Allemagne se place au 1er rang européen pour la production d'électricité éolienne avec 29,6 % du total de l'Union européenne, et pour la puissance installée : 32,9 % ; au niveau mondial, l'Allemagne se place au 3e rang avec 8,8 % de la production mondiale et 10,4 % de la puissance totale, derrière la Chine et les États-Unis, et au 2e rang pour les éoliennes en mer (27,6 % du total mondial) derrière le Royaume-Uni.

En 2019, les nouvelles installations d'éoliennes terrestres ont été divisées par quatre par rapport à la moyenne 2014-2017, et ont été dépassées par les installations en mer ; la part des éoliennes en mer atteint 12,1 %.

Pour la puissance installée par habitant, l'Allemagne se situait en 2017 au 4e rang européen derrière le Danemark, l'Irlande et la Suède.

L'Allemagne comptait trois fabricants d'éoliennes parmi les onze premiers au classement mondial 2015 : Siemens, Enercon et Nordex.

Production éolienne[modifier | modifier le code]

Parc éolien offshore « Alpha ventus » en mer du Nord.

La production d'électricité éolienne s'est élevée à 117,7 TWh en 2021, dont 92,9 TWh par les éoliennes terrestres et 24,8 TWh par les éoliennes en mer ; sa part dans la production totale d'électricité a atteint 20,1 % (15,9 % à terre et 4,2 % en mer). Cette production a chuté de 11,4 % à terre et 9,2 % en mer du fait de mauvaises conditions de vent[1].

La production s'est élevée à 131 TWh en 2020, dont 103,7 TWh par les éoliennes terrestres et 27,3 TWh par les éoliennes en mer ; sa part dans la production totale d'électricité a atteint 22,7 % (18,0 % à terre et 4,7 % en mer)[2].

Selon EurObserv'ER, l'Allemagne est le 1er producteur d’électricité éolienne d'Europe avec 126 TWh en 2019 (dont 24,7 TWh offshore), soit 29,6 % de la production totale de l'Union européenne, devant le Royaume-Uni : 63,5 TWh, l'Espagne : 54,2 TWh et la France : 34,1 TWh[b 1]. L'éolien est pour la première fois devenu la première source d'électricité en Allemagne, dépassant le lignite, en fort recul de 145,6 TWh en 2018 à 114 TWh en 2019[b 2].

La production d'électricité éolienne de l'Allemagne a atteint 112,3 TWh en 2018 (93,9 TWh sur terre et 19,4 TWh en mer - données provisoires), soit 17,5 % de la production brute totale d'électricité du pays, en progression de 6,3 % par rapport à 2017 : 105,6 TWh (87,9 TWh sur terre et 17,7 TWh en mer)[3].

Production d'électricité éolienne des cinq pays leaders
Source : Agence internationale de l'énergie[4]

Selon l'Agence internationale de l'énergie, l'Allemagne était en 2019 le 3e producteur mondial d’électricité éolienne avec 8,8 % du total mondial[5].

L'éolien couvrait 20,4 % de la consommation électrique allemande en 2017-2018 (juillet-juin) ; ce taux atteignait 40,5 % au Danemark, 28,1 % en Irlande, 24,9 % au Portugal, 18,8 % en Espagne, 14,1 % au Royaume-Uni, 11,2 % en Suède et 5,7 % en France[6].

Production d'électricité éolienne en Allemagne
TWh 1990 2000 2005 2010 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Éolien terrestre 0,07 9,5 27,8 38,4 51,8 57,0 72,3 67,7 88,0 90,5 101,2 103,7
Éolien en mer 0,2 0,9 1,5 8,3 12,3 17,7 19,5 24,7 27,3
Total éolien 0,07 9,5 27,8 38,5 52,7 58,5 80,6 80,0 105,7 110,0 125,9 131,0
Variations annuelles -2 % +2 % +11 % +38 % -1 % +32 % +4 % +14,5 % +4 %
Part prod.élec.* ε 1,6 4,5 % 6,1 % 8,3 % 9,3 % 12,4 % 12,3 % 16,2 % 17,1 % 20,7 % 22,7 %
* Part prod.élec. : part de l'éolien dans la production totale d'électricité ; source : BMWI[2].

On remarque que, malgré la progression constante de la puissance installée, la production fluctue assez fortement d'une année à l'autre en fonction des conditions de vent.

La part de l’Allemagne dans la production totale européenne en 2014 était de 22,7 %[7].

En 2013, l'Allemagne était encore au 2e rang européen : 53,4 TWh (22,8 % du total de l'Union européenne), derrière l'Espagne[8].

Évolution de la puissance installée (MW - en rouge) et de la production (GWh - en bleu) du parc éolien allemand (échelle logarithmique).

Le graphique ci-contre montre l'évolution de la puissance installée et de la production du parc éolien allemand de 1990 à 2015 : on note la croissance très vive des années 1990, et son ralentissement très net à partir de 2003 (attention : l'échelle logarithmique accentue la perception du ralentissement) ; le développement de l'offshore a redonné un peu de dynamisme à ce développement au cours des dernières années.

Puissance installée éolienne[modifier | modifier le code]

L'Allemagne conserve le 1er rang européen en termes de puissance installée éolienne à 60 840 MW fin 2019, soit 31,8 % du parc éolien de l'Union européenne, devant l'Espagne (25 742 MW), le Royaume-Uni (23 931 MW) et la France (16 494 MW). Le parc éolien en mer atteint 7 507 MW, soit 12,3 % du parc éolien allemand[b 3]. Les nouvelles installations d'éoliennes terrestres ont chuté à 963 MW ; après déduction des 77 MW mises hors service, l'accroissement net de 886 MW est en recul de 61 % par rapport aux 2 273 MW de 2018. La principale cause de cette chute est l'introduction dans les règles des appels d'offres d'une distance minimale de 1 000 mètres par rapport aux habitations[b 2].

L'Allemagne ne représente plus que 14 % du marché européen, devancée par le Royaume-Uni (2 393 MW) et l'Espagne(2 319 MW) ; la très forte baisse des installations d'éoliennes terrestres relègue l'Allemagne au quatrième rang européen, derrière l'Espagne, la Suède et la France (1 336 MW) ; ces installations terrestres atteignaient en moyenne 4,6 GW sur la période 2014-2017 ; la complexité et la longueur des processus d'autorisation décourage les développeurs : sur les 3,7 GW mis aux enchères, seulement 1,8 GW ont été attribués[9].

Au cours des neuf premiers mois de 2019, seules 350 éoliennes terrestres ont été autorisées, soit trois fois moins qu'au cours des années précédentes ; le développement des éoliennes se heurte à l'opposition des riverains et à la lenteur des processus d'autorisation[10].

L’Allemagne a installé 3 374 MW d'éoliennes en 2018 (33,6 % du marché européen de l'année) et en a déclassé 185 MW, portant sa puissance installée éolienne à 58 908 MW fin 2018, en progression de 5,7 % ; elle conserve le 1er rang européen avec 32,9 % du parc éolien de l'Union européenne, devant l'Espagne (23 494 MW), le Royaume-Uni (21 243 MW) et la France (15 108 MW)[11].

Selon GWEC, le parc éolien de l’Allemagne est, avec 59 560 MW de puissance installée fin 2018, dont 53 180 MW à terre et 6 380 MW en mer, le 3e au monde (10,1 % du parc éolien mondial) derrière ceux de la Chine (211 392 MW) et des États-Unis (96 665 MW). Les installations au cours de l'année 2018 ont totalisé 3 371 MW, dont 2 402 MW à terre et 969 MW en mer, accroissant le parc de 6,1 % contre +9,5 % pour le Monde ; ces installations de 2018 ont représenté 6,6 % du marché mondial[12].

Puissance installée éolienne en Allemagne
MW 1990 2000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Puissance 48 5 898 28 741 28 755 31 195 34 250 39 128 44 941 50 019 56 190 59 560 61 357
dont en mer 188 268 520 1 012 5 411 3 295 5 411 6 380 7 445
sources : 1990-2012 : BDEW ; 2013-2018 : GWEC[12] ; 2019 : Windeurope[9]

L'Allemagne se classait au 4e rang européen pour la puissance installée éolienne par habitant en 2017 : 671,5 W/hab., derrière le Danemark (960,3 W/hab.), l'Irlande (704,7 W/hab.) et la Suède (672,4 W/hab.) ; la moyenne de l'Union européenne se situe à 330,2 W/hab.[13].

Selon EurObserv'ER, la puissance installée au cours de 2017 s'est élevée à 6 440 MW, ajoutant une puissance nette de 6 010 MW compte tenu des 430 MW de mises hors service d'éoliennes anciennes ; le parc des éoliennes terrestres s'est accru de 4 735 MW nets. La puissance installée en mer s'est élevée à 1 275 MW, donnant à l'Allemagne le 2e rang européen avec 5 407 MW, derrière le Royaume-Uni (estimation de 6 361 MW) et loin devant le Danemark 1 292 MW, qui était 2e en 2013[13].

Au , le nombre d'éoliennes installées en Allemagne s'élevait à 24 750 éoliennes terrestres et 789 éoliennes en mer[e 1].

En 2014, un record de 4,75 GW ont été installés dans l'éolien terrestre, (58 % de plus qu'en 2013), portant la puissance totale du parc éolien terrestre allemand à 38,1 GW. Le repowering représente désormais le quart du marché annuel : 1,14 GW de nouvelles éoliennes ont remplacé 364 MW de parcs devenus obsolètes, triplant la puissance installée sur une même surface. La forte croissance de l’éolien terrestre s’explique par le fait que les Länder du sud du pays se sont donné des objectifs éoliens ambitieux après Fukushima, ainsi que par une course au guichet provoquée par l’adoption de la nouvelle loi énergie renouvelable en milieu d’année 2014, un peu moins généreuse avec la filière que la loi précédente. L’association professionnelle de l’éolien (BWE) prévoit malgré cela un marché 2015 entre 3,5 et 4 GW avant un léger recul en 2016. Dans l'éolien en mer, 142 éoliennes de 529 MW de puissance totale ont été raccordées au réseau, portant à 1 049 MW la puissance du parc offshore relié au réseau. L’objectif 2020 est de 6,5 GW en mer. L’association des industriels du secteur, VDMA Power Systems, estime que 2 GW offshore supplémentaires seront raccordés fin 2015. En comptant les éoliennes en construction, la filière a réalisé la moitié de l'objectif avec un total de 3 275 MW représentant un investissement d’environ 10 milliards d’euros, soit 3 050 € par kW. L’éolien offshore emploie 19 000 personnes en Allemagne[14].

En 2013, l'Allemagne était encore au 2e rang européen derrière l'Espagne pour la production[8], mais au 1er rang européen pour la puissance installée avec 29,4 % du total européen : 34 633 MW de puissance installée à la fin de 2013, dont 903 MW en mer (3e rang européen) ; elle se situait au 6e rang européen pour la puissance installée par habitant : 430 W/hab ; 3 466 MW ont été installés au cours de l'année 2013, soit 30,8 % du marché européen (2 998 MW à terre et 468 MW en mer), ce qui fait de 2013 l'année la plus faste de l'histoire éolienne allemande, le précédent record étant de 3 247 MW en 2002 ; cette ruée vers l'éolien s'explique par le souhait des développeurs de profiter des meilleures conditions d'achat de l'électricité éolienne avant la réforme annoncée de la loi pour les énergies renouvelables (EEG), préparée par le nouveau gouvernement ; cette réforme visera une meilleure maîtrise du coût de la facture électrique grâce à la définition de fourchettes de réalisations par filière à ne pas dépasser ; les objectifs pour l'offshore seront réduits, et pour l'éolien terrestre les conditions d'installation seront rendues plus sévères de façon à privilégier les sites offrant les meilleurs rendements[15].

Parc éolien en mer[modifier | modifier le code]

L'Allemagne se situe fin 2019, avec 7 507 MW, au 2e rang européen derrière le Royaume-Uni (9 785 MW) pour le parc éolien en mer ; l'éolien offshore représente 12,3 % de la puissance installée éolienne totale du pays. Les 1 111 MW installés en mer en 2019 (+17,4 %) ont pour la première fois dépassé les mises en service à terre[b 3], avec la mise en service de trois parcs : Merkur Offshore (252 MW), Deutsche Bucht (260,4 MW) et EnBW Hohe See (497 MW), le plus grand parc offshore allemand[b 4]. La production des éoliennes offshore s'est élevée à 24 700 GWh en 2019, soit 19,6 % de la production éolienne du pays[b 1].

Le parc éolien offshore allemand est passé de 5 411 MW fin 2017 à 6 380 MW fin 2018, soit 10,7 % de la puissance installée éolienne totale du pays et 27,6 % du total mondial de l'éolien en mer ; l'Allemagne est passée en 2015 du 3e au 2e rang mondial, derrière le Royaume-Uni (7 963 MW fin 2018), dépassant le Danemark (1 329 MW) ; la Chine est au 3e rang avec 4 588 MW. L'année 2018 a été marquée par une forte progression du parc éolien en mer allemand : +969 MW, soit +17,9 % (après +1 253 MW en 2017, soit +30,4 %) et 29 % des installations totales[12] ; la production des éoliennes offshore s'est élevée à 19 341 GWh en 2018, soit 17,3 % de la production éolienne du pays. L'Allemagne se situe au 2e rang européen derrière le Royaume-Uni (7 940 MW)[11].

L'énergéticien RWE et le chimiste BASF annoncent le 21 mai 2021 la signature d'un protocole d'accord pour construire d'ici à 2030 en mer du Nord un parc éolien géant de 2 GW destiné à alimenter en électricité renouvelable le site de Ludwigshafen de BASF tandis que 20 % de l'énergie produite servira à produire de l'hydrogène. Le financement se fera sans subvention, grâce à un accord d'achat direct entre RWE et BASF, lequel prendra une participation dans le parc éolien exploité par l'énergéticien. Ce projet ne pourra aboutir sans un renforcement des réseaux de transport de l'électricité[16].

Facteur de charge[modifier | modifier le code]

Le rapport entre la production annuelle et la puissance installée donne la durée moyenne annuelle d'utilisation de la puissance installée ; en divisant cette durée par le nombre d'heures de l'année, on obtient le facteur de charge. Les régions septentrionales, surtout les régions côtières et a fortiori les parcs éoliens en mer, ont des conditions de vent bien meilleures que celles du sud :

Facteur de charge des éoliennes en Allemagne en 2015
Région Production 2015
GWh
Durée moy. d'utilis.*
heures/an
Facteur de charge
%
Éolien en mer du Nord 7 355 3 230 36,9 %
Éolien en mer Baltique 2 183 4 400 50,2 %
Total éolien terrestre 70 923 1 816 20,7 %
Schleswig-Holstein 9 633 1 851 21,1 %
Mecklembourg-Poméranie-Occidentale 5 408 2 003 22,9 %
Saxe-Anhalt 7 846 1 781 20,3 %
Basse-Saxe 15 508 1 874 21,4 %
Brandebourg 9 765 1 731 19,8 %
Rhénanie-du-Nord-Westphalie 6 909 1 811 20,7 %
Rhénanie-Palatinat 5 042 1 772 20,2 %
Thuringe 2 183 1 751 20,0 %
Hesse 2 106 1 866 21,3 %
Bavière 2 772 1 779 20,3 %
Saxe 1 939 1 727 19,7 %
Bade-Wurtemberg 843 1 362 15,5 %
Sarre 487 1 886 21,5 %
* durée moyenne annuelle d'utilisation de la puissance installée
source : BDEW[e 2]

Malgré leur facteur de charge largement plus élevé que celui des éoliennes terrestres, les éoliennes en mer ont une production très volatile : ainsi, pendant la quinzième semaine de 2019 (du 8 au ), elle passe de 216 MW (le 11/04 à 14 h) à 3 099 MW (le 14/04 à 1 h 15), soit 14,3 fois plus[17]. Le point bas de 216 MW représente seulement 3,3 % de la puissance installée : 6,53 GW en [18].

Le graphique de production éolienne et solaire de la période du 22 au permet de constater l'extrême variabilité de la production éolienne : 2,18 MW le à 1 h contre 43,23 MW le 31 à 1 h[19].

Politique énergétique[modifier | modifier le code]

Le système de soutien principal à l'éolien en Allemagne est celui des tarifs d'achat réglementés (en anglais : feed-in tariff, c'est-à-dire tarif d'injection [au réseau]) ; c'est le plus utilisé en Europe, à la suite de la mise en place de la Directive 2001/77/EC : les fournisseurs d'électricité ont l'obligation légale d'acheter toute la production des installations de production d'électricité à partir d'énergie renouvelable, pendant 10 à 20 ans, à des tarifs fixés par l'administration ; le surcoût de ces tarifs par rapport aux prix du marché de gros est remboursé aux fournisseurs au moyen d'une surtaxe sur les factures d'électricité des consommateurs.

La subvention moyenne via le tarif d'achat réglementé était en Allemagne en 2017 de 65 €/MWh pour les éoliennes terrestres et 161 €/MWh pour l'offshore[e 3] ; elle est répercutée sur les consommateurs d'électricité par le biais d'une taxe équivalant à la CSPE française, appelée EEG-Umlage qui atteignait 6,88 c€/kWh en 2017 sur un prix moyen de l'électricité pour un ménage-type allemand de 29,23 c€/kWh[e 4]. La charge totale de cette taxe atteignait 23,98 Milliards € en 2017[e 5].

Conformément aux nouvelles orientations de la Commission européenne[20], l'Allemagne a mis en place une réforme de la loi sur les énergies renouvelables, effective au , qui supprime le tarif d'achat garanti pour les installations de plus de 500 kW et généralise le système de vente directe plus prime de marché, optionnel depuis 2012 ; elle limite de plus les installations annuelles terrestres dans une fourchette de 2400 à 2 600 MW et revoit en baisse les objectifs pour l'offshore à 6 500 MW en 2020 et 15 000 MW en 2030. La vente directe sur le marché a pour but d'inciter les producteurs éoliens à s'intégrer au marché de l'électricité, en particulier en participant à l'ajustement de l'offre à la demande. La nouvelle loi prévoit aussi le lancement d'appels d'offres à partir de 2017 au plus tard, en partie ouverts aux autres pays européens[7]. Le seuil de l'obligation de commercialisation sur le marché a été abaissé à 100 kW à partir du , et une nouvelle règle a été fixée pour éviter que l'impact des énergies renouvelables sur le marché aboutisse à des prix négatifs : la valeur attribuée à l'électricité des éoliennes de 3 MW ou plus sera ramenée à zéro lorsque les prix du marché seront négatifs pendant six heures consécutives ; aucune prime de marché ne leur sera payée pendant ces heures[21].

L’étude sur les coûts menée par le BWE (Association allemande de l’énergie éolienne) et le VDMA (Fédération allemande de la construction mécanique et de l’ingénierie), publiée fin 2015, a montré que les coûts de production de l’éolien terrestre ont fortement diminué : pour une durée de fonctionnement de 20 ans, ils sont pour les années 2016/2017 inférieurs de 12 % en moyenne à ceux mesurés pour les années 2012/2013, soit un coût compris selon les sites entre 5,3 et 9,6 c€/kWh. Cette baisse s’explique par la mise sur le marché de nouvelles machines beaucoup plus performantes, par une baisse des coûts d’installation et par la baisse des taux d’intérêt. À partir de 2017, un nouveau changement de cap réglementaire sera mis en place. Le gouvernement allemand a en effet prévu de passer du système actuel de complément de rémunération dans le cadre de la vente directe obligatoire de l’électricité à un système d’appels d’offres. L’objet de l’appel d’offres est d’encadrer davantage le développement des énergies renouvelables, tout en permettant de faire émerger les projets les moins coûteux. Ce sera la valeur de référence (qui permet de calculer le montant de la prime de marché), qui fera l’objet de l’appel d’offres ; aucun autre critère de sélection ne sera pris en compte[22].

Une nouvelle réforme de la loi sur les énergies renouvelables a été adoptée par le Conseil des ministres le  : selon la formule du ministre de l'économie Sigmar Gabriel, « ce ne sera plus le Bundestag qui fixera les prix sur les énergies renouvelables mais le marché à travers des appels d'offres » ; l'objectif de 45 % d'électricité d'origine renouvelable en 2025 est maintenu ; les appels d'offres porteront en moyenne sur 730 MW par an pour l'éolien en mer, afin de parvenir à 15 000 MW en 2030 et sur 2 800 MW par an (contre 4 750 MW en 2014) à partir de 2019 pour l'éolien terrestre, soit environ 1 000 éoliennes par an. Certaines régions du nord de l'Allemagne vont par ailleurs être limitées dans leur capacité à émettre des appels d'offres, afin de réduire le surplus de production d'électricité dans ces régions alors qu'elles ne disposent pas du réseau pour en assurer le transport[23].

Depuis le , les appels d'offres s'appliquent à tout projet de plus de 750 kW, et la loi plafonne le volume des appels d'offres, la sélection se faisant sur la valeur de référence proposée par le candidat ; le volume des appels d'offres est fixé à 2 800 MW par an de 2017 à 2019, puis 2 900 MW à partir de 2020 ; compte tenu des projets déjà approuvés dans l'ancien système, les volumes installés en 2018 devraient rester entre 4 000 MW et 5 000 MW, puis tomberont au niveau des 2 800 MW à partir de 2019. Les résultats des 3 premiers appels d’offres clôturés en mai, août et ont montré une forte diminution du tarif de référence moyen des offres : 5,71 c€/kWh en mai (807 MW octroyés), 4,28 c€/kWh en août (1 013 MW octroyés) et 3,82 c€/kWh en novembre (1 000 MW octroyés). L’offre la plus basse proposée dans le dernier appel d’offres étant de 2,2 c€/kWh. Dans l'éolien offshore, les appels d'offres sont de 1 550 MW en 2017 et 1 550 MW en 2018 ; ils seront limités à 3 100 MW sur les années 2021-2025, en privilégiant la mer Baltique qui dispose de plus de capacités de connexion. L’appel d’offres clôturé le a abouti à un prix de référence moyen de 0,44 c€/kWh avec 3 offres à 0 c€/kWh et une offre à 6 c€/kWh[13].

Le premier appel d'offres pour les parcs éoliens en mer (1 550 MW) a donné le un résultat surprenant : trois projets sur les quatre attribués se passeront totalement de subventions, les attributaires Dong et EnBW vendront au prix du marché la production des parcs OWP West, Borkum Riffgrund West 2 et He Dreit ; le quatrième parc, Gode Wind 3, a été attribué à Dong avec une prime de 60 €/MWh. Le prix du marché s'est élevé en moyenne à 29 €/MWh en 2016. Ces prix très bas, qui n'incluent pas les coûts de raccordement au réseau, s'expliquent par l'échéance lointaine de la mise en service des parcs : 2024, qui laisse aux fournisseurs le temps de développer la prochaine génération de turbines dont la puissance devrait être de 13 à 15 MW contre 8 à 9 MW pour les turbines actuelles ; de plus, le régime des vents est particulièrement favorable pour ces parcs, qui bénéficieront de surcroît de synergies avec les parcs voisins exploités par Dong ; enfin, l'Allemagne a planifié ses appels d'offres jusqu'à 2030, assurant aux candidats un volume d'affaires qui leur permet de baisser leur prix ; l'État prend en charge les études de risques techniques[24].

Les deux derniers appels d'offres éoliens terrestres n'ont pas atteint les volumes visés : celui d' a alloué 363 MW sur un objectif de 670 MW et celui de 476 MW sur un objectif de 700 MW ; WindEurope explique ceci par des procédures de demande de permis plus longues et une multiplication des procès, qui au début 2019 bloquent plus de 750 MW de projets déjà autorisés. Ces évolutions entrainent une remontée des prix moyens : après le record de 40,2 €/MWh atteint en , les prix ont remonté à 61,7 €/MWh en et 61,1 €/MWh en [11].

Les six appels d'offres de 2019 n'ont alloué que 1 843 MW sur un objectif de 3 700 MW ; les prix garantis se sont situés entre 52,4 €/MWh et 62 €/MWh, trois des appels d'offres ayant débouché sur un prix unique de 62 €/MWh[9].

Filière éolienne allemande[modifier | modifier le code]

L'Allemagne compte trois entreprises parmi les onze premières du classement mondial 2015 des fabricants d'éoliennes[22] :

  • Siemens est no 4 avec 3 100 MW fournis en 2015 ;
  • Enercon est no 6 avec 3 000 MW ;
  • Nordex est no 11 avec 1 700 MW.

le no 1 Goldwind est chinois, le no 2 Vestas danois et le no 3 GE Wind américain ; le no 5 Gamesa est espagnol, et le top 10 compte 5 chinois.

Sur le marché de l'éolien offshore, le numéro un mondial Siemens Wind Power dispose de 80 % du marché. Depuis 2013 une vague de consolidation affecte ce secteur: rapprochement en 2013 de Vestas et de Mitsubishi, puis en 2014 création d’Adwen, filiale commune d'Areva et de Gamesa. En 2015, le français Alstom, qui développe l’éolienne offshore Haliade 150, est passé dans le giron de l’Américain General Electric. Dans l'éolien terrestre, l’allemand Nordex et l’espagnol Acciona ont annoncé en leur intention de fusionner leurs forces pour entrer dans le top 5 mondial. Les dirigeants de Gamesa ont annoncé le qu’ils étaient entrés en discussion avec Siemens en vue d’un rapprochement de leur activité éolienne, créant le poids lourd du secteur mondial avec environ 15 % de part de marché devant General Electric (11 %) et Vestas (10 %)[22].

La mise en œuvre de la réforme du système de subventions des énergies vertes en Allemagne entraîne en 2018 une baisse des commandes qui amène les fabricants d'éoliennes à réduire leurs effectifs : le premier constructeur allemand d'éoliennes terrestres, Enercon, annonce en sa décision de se concentrer davantage sur l'international ; la réduction de ses contrats avec ses sous-traitants locaux devrait entraîner la suppression de 835 emplois en Allemagne ; Nordex, basé à Hambourg, a déjà annoncé en 2017 la suppression de 450 emplois ; la coentreprise Gamesa Siemens a annoncé la même année la suppression de 6 000 emplois dans le monde. La fédération allemande de la filière éolienne (BWE) estime que 15 % des 160 000 emplois de la branche sont en danger[25].

Le secteur subit en 2019 de grandes difficultés : depuis 2016, dernière année avant le passage d'un système de tarif subventionné à celui d'enchères, la pression sur les prix a provoqué la faillite de nombreux petits acteurs, entraînant la disparition de 30 000 emplois. Faute d'acteurs suffisants, les prix sont rapidement repartis à la hausse. Les autorisations étant par ailleurs distribuées au compte-gouttes et les plaintes se multipliant avec le développement du parc, l'installation de nouvelles éoliennes a chuté de 80 % depuis le début de 2019[26]. En 2017, 26 000 emplois ont été supprimés, selon le gouvernement fédéral. L’entreprise Senvion, cotée en Bourse et forte de 4 400 salariés, a déposé le bilan en . L’introduction d’appels d’offres depuis 2016, la fin de revenus garantis et les lenteurs administratives ont entraîné une baisse du nombre d’investisseurs. Certains appels d’offres ne trouvent pas preneurs. Parallèlement, le nombre de procès intentés par des riverains a explosé. Les éoliennes atteignent désormais 200 mètres de hauteur et posent des problèmes en termes de bruit et de pollution visuelle. Pour apaiser les riverains, la Bavière a imposé pour toute nouvelle installation une distances équivalant à 10 fois la hauteur d’une éolienne ; depuis, plus aucune nouvelle éolienne n’a pu être installée dans la région. Le parti d’extrême droite Alternative pour l’Allemagne fait de la lutte contre les éoliennes son nouveau cheval de bataille[27].

Répartition géographique et problèmes de réseaux[modifier | modifier le code]

Carte des parcs éoliens allemands en 2011 (cercles rouges : > 30 MW, orange : 10 à 30 MW ; jaunes : 3 à 10 MW ; noirs : moins de 3 MW).

Les éoliennes sont concentrées dans le nord du pays : en 2015, le Land de Basse-Saxe (NI) produisait à lui seul, grâce à ses 5 503 éoliennes, 15,51 TWh, soit 19,3 % du total national ; avec le Brandebourg (BB - 5 832 éoliennes, 9,77 TWh), le Schleswig-Holstein (SH - 5 629 éoliennes, 9,63 TWh), la Saxe-Anhalt (ST - 4 622 éoliennes, 7,85 TWh), la Rhénanie-du-Nord-Westphalie (ST - 4 013 éoliennes, 6,91 TWh) et le Mecklembourg-Poméranie-Occidentale (ST - 2 839 éoliennes, 5,41 TWh), 6 Länder (sur 16) assuraient 68,4 % de la production ; les conditions de vent sont en effet meilleures dans le nord : les performances des éoliennes y sont nettement supérieures ; l'offshore totalisait 789 éoliennes (3 283 MW, 8 162 GWh, soit 10,1 % du total)[e 2].

Le développement récent de l'éolien offshore nécessite la construction de réseaux pour évacuer l'électricité produite vers la terre ferme puis vers les centres de consommation. Ainsi, Alstom a remporté en un contrat d'un milliard d'euros avec l'opérateur de réseaux haute tension TenneT, pour relier d'ici 2017 cinq parcs éoliens de mer du Nord, soit 200 éoliennes, au bassin industriel de Basse-Saxe, au moyen d'une ligne à courant continu de 162 km d'une capacité de 900 MW ; avec ce projet Dolwin3, la capacité d'alimentation de TenneT à partir des parcs éoliens de mer du Nord atteindra 6 000 MW[28].

Le rapport de la Cour des comptes française sur la mise en œuvre par la France du Paquet énergie-climat, publié le , fournit un exemple des difficultés posées par l'insuffisance du réseau allemand de très haute tension (THT) pour transporter l'électricité éolienne du nord vers les centres de consommation du sud : cette électricité éolienne en provenance du nord du pays doit emprunter les réseaux polonais et tchèque, exportant ainsi le trop-plein d'énergie intermittente ; en 2011, cette situation a failli entraîner la saturation du réseau électrique tchèque, déclenchant depuis une réelle tension entre les deux pays ; pour éviter le risque d'un « blackout », la République tchèque a averti qu'elle envisageait de pouvoir bloquer tout nouvel afflux d'électricité renouvelable qui ferait courir le risque d'une panne à son réseau ; pour ce faire, l’opérateur du réseau tchèque a décidé la construction d'un transformateur géant près de la frontière, destiné à ne laisser entrer que la quantité de courant que le réseau national peut supporter ; ce transformateur doit entrer en service d'ici 2017 ; la Pologne compte installer des transformateurs déphaseurs à la frontière avec l’Allemagne, pour ne recevoir que l'électricité qui lui est nécessaire ; le gouvernement allemand a nommé un ambassadeur chargé de ce seul dossier, et le parlement allemand a voté en une loi sur l'accélération du développement des réseaux, censée ramener de dix à quatre ans le délai de mise en place des nouvelles lignes THT nord-sud[29].

Principaux parcs éoliens[modifier | modifier le code]

La base de données The WindPower[30] fournit en une liste de 4 486 parcs éoliens allemands totalisant 56 132 MW.

Principaux parcs éoliens en service en Allemagne
Nom du parc Commune Land Nb éol.* MW* Type* Date mise en service Opérateur*
Reußenköge Reußenköge Schleswig-Holstein 68
(5 parcs)
135 30 Vestas
38 REpower
2003-2010 parcs citoyens
Sintfeld Marsberg-Meerhof Rhénanie-du-Nord-Westphalie 65
(4 parcs)
105 20 Vestas
17 Enercon
1995-2004 parcs citoyens
Wybelsumer Polder Emden-Wybelsum
(Frise orientale)
Basse-Saxe 44 74,5 Enercon et
GE Wind Energy)
2001-2010 Stadtwerk de Emden, Enercon, etc
Asseln Lichtenau-Asseln Rhénanie-du-Nord-Westphalie 62 36 Enercon 1997-98 66 % parcs citoyens
Holtriem Holtriem-Westerholt
en Frise orientale
Basse-Saxe 40 52,5 Enercon 1998-2009 parc citoyen
Alpha ventus[n 1] Mer du Nord 12 60 REpower, Areva 2009-2010 EWE, E.ON,
Vattenfall
Baltic 1 Mer Baltique 21 48,3 Siemens 2,3 MW 2010-2011 EnBW
BARD Offshore 1[n 2] Mer du Nord 80 400 BARD 2009-2013 BARD Holding GmbH
Riffgat[n 3],[31],[32] Mer du Nord 30 108 Siemens 3,6 MW 2011-2014 EWE
Meerwind Süd/Ost[n 4] Mer du Nord 80 288 Siemens 3,6 MW 2012-2014 WindMW GmbH
Borkum West II[33] Mer du Nord 40 200[n 5] AREVAMW 2011-fév.2015 Trianel[n 6]
DanTysk[34] Mer du Nord 80 288 Siemens 3,6 MW 2014-2015 Vattenfall et Stadtwerke München
Global Tech I[35] Mer du Nord 80 400 AREVAMW 2014-2015 Windreich AG + coll[n 7].
Nordsee Ost[36] Mer du Nord 48 288 REpowerMW 2015 RWE Innogy
Baltic 2[37] Mer Baltique 80 288 Siemens 3,6 MW sept.2015 EnBW
Butendiek[38] Mer du Nord 80 288 Siemens 3,6 MW WPD Nordsee Offshore GmbH
Amrumbank West[39] Mer du Nord 80 288 Siemens 3,6 MW Amrumbank West GmbH, filiale de E.ON
Borkum Riffgrund 1[40] Mer du Nord 78 312 Siemens 4,0 MW DONG Energy
Parc éolien de Gode[41] Mer du Nord 97 582 Siemens SWT-6.0-154 (6 MW) DONG Energy et fonds de pension danois
Veja Mate[42],[43],[n 8] Mer du Nord 67 402 Siemens SWT-6.0-154 (6 MW) [44] Highland Group, Siemens, Copenhagen Infrastructure Partners
Wikinger[45] Mer Baltique 70 350 Adwen AD-5 (5 MW) Iberdrola
Nordsee One[46] Mer du Nord 54 332 Senvion 6,2 MW Northland Power, Innogy
Sandbank[47] Mer du Nord 72 288 Siemens SWT-4.0-130 (4 MW) Vattenfall et Stadtwerke München
Borkum Riffgrund 2[48],[49] Mer du Nord 56 448 Vestas 8,0 MW Ørsted
Merkur[50] Mer du Nord 66 396 General Electric 6,0 MW PG Merkur Holding GmbH (Partners Group)
Arkona Becken Südost[51] Mer Baltique 60 385 Siemens SWT-6.0-154 (6 MW) E.ON / Equinor
* Nb éol.= nombre d'éoliennes ; MW : Capacité installée (MW) ; Type : constructeur des éoliennes.
parc citoyen (Bürgerwindpark) : créé à l'initiative des habitants de la commune et financé par eux.
Parcs éoliens offshore dans la zone économique exclusive allemande en mer du Nord (Baie Allemande), janvier 2018.

Selon le rapport éolien offshore du Deutsche Windguard, l'Allemagne compte 13 parcs offshore en activité fin 2015, pour une puissance cumulée de 3 294,9 MW et le pays a relié au réseau 546 éoliennes offshore en 2015, représentant une puissance cumulée de 2 282,4 MW. Parmi ces éoliennes connectées en 2015, 297 (puissance totale : 1 339,8 MW) avaient été installées durant les années 2013 et 2014, ce qui explique le pic de raccordement mesuré en 2015. Neuf parcs éoliens en mer ont terminé leur raccordement au réseau en 2015 : Amrumbank West I (302 MW), Baltic II (288 MW), Borkum Riffgrund 1 (312 MW), Butendiek (288 MW), DanTysk (288 MW), Global Tech I (400 MW), Meerwind Süd/Ost (288 MW), Nordsee Ost (295 MW) et Trianel Windpark Borkum (200 MW)[22].

En 2014, l’Allemagne a entièrement connecté au réseau les deux parcs de Meerwind Süd/Ost, ainsi qu’une partie des éoliennes des parcs de DanTysk, Global Tech 1 et Nordsee Ost ; elle a également installé, sans les avoir encore raccordées, les éoliennes des parcs de Baltic 2, Borkum Riffgrund I, Butendiek et Trianel Windpark Borkum[7].

Parcs éoliens offshore en construction dans les eaux territoriales allemandes
Nom du parc Nb éol. MW Type Date construction Opérateur
Borkum Riffgrund West I et II[52] 45 270 MW (A.O.2017)[13] DONG Energy
Parc éolien de Gode 3[53] 7 ou 8 110 13 à 15 MW 2018-2019 DONG Energy + fonds de pension
He Dreiht (A.O.2017)[13]
OWP West (A.O.2017)[13]
Baltic Eagle[54] 52 476 MHI Vestas 9,5 MW 2022-2023 (A.O.2018)[11] Iberdrola
Gode Wind 4[55],[56] 42 336 (A.O.2018)[11] Ørsted

Irrégularité de la production[modifier | modifier le code]

Variations interannuelles[modifier | modifier le code]

En 2021, la production des éoliennes allemandes a chuté de 11,4 % à terre et 9,2 % en mer, malgré l'accroissement de la puissance installée, du fait de mauvaises conditions de vent[1].

Variations saisonnières[modifier | modifier le code]

Le profil temporel des productions éolienne et solaire est très intéressant à étudier :

Productions mensuelles d'électricité éolienne (en bleu) et solaire (en jaune) en Allemagne ; la courbe cumulée est en vert.

Le graphique ci-contre met bien en évidence les très fortes variations saisonnières de ces deux énergies, ainsi que leurs importantes variations d'une année à l'autre, surtout pour l'éolien ; on note aussi une certaine complémentarité entre éolien et solaire : l'éolien produit plus en hiver, le solaire au printemps et en été ; la courbe résultant du cumul des productions de deux énergies reste cependant encore très fluctuante, surtout en hiver. La production de a été trois fois supérieure à celle d', et celle de a été près de trois fois supérieure à celle de [21].

Variations intra-mensuelles et intra-journalières[modifier | modifier le code]

De plus, les totaux mensuels ne suffisent pas à décrire l'irrégularité de la production des deux énergies, qui est aussi très fluctuante à l'intérieur d'un mois et même à l'intérieur d'une journée. Les deux graphiques suivants donnent une idée de ces fluctuations :

Production horaire allemande au mois de février 2012 : jaune=solaire ; bleu=vent ; rouge=autres
Production horaire allemande au mois d'août 2012 : jaune=solaire ; bleu=vent ; rouge=autres

On retrouve sur les graphiques ci-dessus la très forte variation saisonnière des productions des deux énergies : le photovoltaïque est très faible en février et très important en août, du moins dans la journée et l'extrême variabilité de la production éolienne : très faible en , sauf 5 ou 6 jours (mais a été encore plus faible) ; beaucoup plus importante pendant la 2e quinzaine de février, mais presque nulle pendant la 1re quinzaine, marquée par un anticyclone.

Cette variabilité peut atteindre des extrêmes dans les périodes anticycloniques : lors de la canicule de 2003, la capacité des éoliennes est tombée à moins du vingtième (1/20) de sa valeur nominale [57]. Au cours de la canicule de l'été 2003, l'Allemagne a dû importer une quantité d'électricité équivalente à deux tranches nucléaires de l'ordre de 1 000 MW[58].

Lors de leur période la plus favorable de l'année, les énergies renouvelables ont couvert environ 100 % de la demande d'électricité pendant l'après-midi du dimanche  ; à l'inverse, elles n'en couvraient que 9 % en milieu de journée du mardi [e 6].

Influence sur les prix de marché[modifier | modifier le code]

Les énergies renouvelables intermittentes ont des implications croissantes sur le marché de l'électricité dans les pays où elles représentent une part importante de l'offre ; elles produisent de plus en plus fréquemment des prix de marché négatifs. Les causes de ces prix négatifs sont diverses, mais résultent habituellement d'un afflux d'énergie non modulable (éolien, solaire) dans des périodes de demande faible, qui pousse certains opérateurs à accepter des prix négatifs sur une courte période soit parce qu'ils ont des contraintes (centrales peu flexibles à coût de démarrage élevé, obligations contractuelles de fourniture, cogénération), soit parce qu'ils bénéficient de primes de marché (éolien, solaire) qui les incitent à vendre à prix négatifs tant que ceux-ci ne dépassent pas leur prime de marché[59] :

Nombre d'heures à prix négatif
Marché 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Day-ahead 15 71 12 15 56 64 64
Intrajournalier 13 105 35 34 42 79 74

Le marché "day-ahead" est celui où s'échangent des contrats pour livraison le lendemain de l'achat et le marché "intraday" concerne les échanges à très court terme, à l'intérieur de la journée. Les données ci-dessus ont été relevées sur le marché EPEX SPOT, bourse européenne de l'électricité. La baisse observée en 2010 résulte du couplage avec les marchés de la Scandinavie et d'Europe occidentale (France, Benelux, Autriche).

En 2016, le prix spot sur le marché allemand était en moyenne à 37 €/MWh pendant les heures de très faible production éolienne contre 21 €/MWh pendant les heures de très forte production éolienne, marquées par des épisodes de prix négatifs[e 7]. En 2017, les prix sont passés en dessous de zéro sur 146 pas horaires, nombre record, et descendent jusqu’à −83 €/MWh le dimanche [60]

Recherche de solutions à l'irrégularité de la production[modifier | modifier le code]

Le ministère de l'économie et de l'énergie (BMWi - Bundesministerium für Wirtschaft und Energie) est conscient du problème : « les énergies renouvelables permettront désormais, à elles seules, de couvrir les besoins en électricité dans une mesure croissante ou de produire plus que nécessaire. Mais il y aura aussi des périodes au cours desquelles la quantité disponible d'énergies renouvelables sera faible, par exemple, en cas d'absence prolongée de vent en hiver. Dans un premier temps, de telles phases devront être compensées surtout par des centrales électriques classiques flexibles afin d'assurer la sécurité de l'approvisionnement. Il est ensuite envisageable de les compenser au moyen d'accumulateurs de longue durée ». Mais il semble pencher surtout pour une responsabilisation des consommateurs et des producteurs décentralisés : « Le système d'approvisionnement énergétique doit être adapté à l'offre et à la demande qui évoluent fortement dans le temps. Outre un lissage, sur une grande étendue géographique, des fluctuations des énergies renouvelables dues aux conditions météorologiques, la production d'électricité, par exemple, doit mieux tenir compte de la demande. Par ailleurs, la consommation d'électricité doit devenir plus flexible, notamment par le biais de la gestion de la charge. Cela implique une consommation ciblée de l'électricité lorsque celle-ci est disponible en grande quantité, par exemple, en période de grands vents. Grâce à des tarifs modulables, un tel « décalage de charge » représente également un avantage financier pour le consommateur final. La gestion par le consommateur peut également permettre de réduire la charge maximale, et donc les besoins en puissance garantie. Les consommateurs d'électricité peuvent ainsi contribuer, eux aussi, à la sécurité de l'approvisionnement. Par ailleurs, les installations d'énergies renouvelables, généralement décentralisées, doivent assumer une responsabilité croissante au sein du système et fournir dans une mesure croissante, afin de maintenir la stabilité de l'approvisionnement en électricité, des puissances jusqu'à présent fournies surtout par les centrales électriques à énergies fossiles. »[61].

Les entreprises électriques recherchent des moyens de compenser l'extrême volatilité des productions éoliennes et solaires. Elles projettent de construire de nouvelles stations de transfert d'énergie par pompage, mais qui, comme beaucoup d'autres projets du secteur énergétique, se heurtent à de fortes résistances au niveau régional et local. Elles construisent également des prototypes d'autres types d'installations de stockage : RWE et General Electric construisent un stockage à air comprimé qui devrait être mis en service en 2016 ; le ministère fédéral de l'Économie soutient le projet. Evonik travaille sur un stockage géant par batteries[62]. Des idées inattendues sont lancées : utiliser d'anciens puits de mines noyés comme sites de pompage-turbinage[63],[64], utiliser les canaux en pompant l'eau des biefs inférieurs vers les biefs supérieurs[65], plonger des réservoirs de béton à de grandes profondeurs sur le plancher marin, utiliser les excédents d'électricité éolienne pour vider ces réservoirs, et les remplir pendant les heures creuses en turbinant l'eau qui y pénètre sous haute pression[66].

Un rapport de la SRU (Sachverständigenrat für Umweltfragen - conseil d'experts sur les questions environnementales), créée par le gouvernement fédéral, a publié en un rapport intitulé « Alimentation électrique 100 % renouvelable d'ici 2050 : respectueux du climat, sûr, finançable »[67] qui évoque la possibilité de s'appuyer sur les capacités des STEP norvégiennes et suédoises ; mais cela supposerait la construction de lignes à très haute tension Nord-Sud de forte capacité, ce qui ne manquerait pas de soulever des oppositions virulentes. Certains ont même imaginé d'utiliser le dénivelé des falaises de la côte de mer du Nord, en installant des centrales sur la plage pour pomper l'eau de mer vers des réservoirs à aménager au sommet des falaises.

L'utilisation de l’hydrogène comme vecteur énergétique est une des pistes les plus sérieusement envisagées. L’électrolyse est un procédé connu et maitrisé qui permet d’utiliser le surplus d’énergie pour produire de l’hydrogène. La pile à combustible est une des pistes de recherche. On peut également citer le projet de recherche européen INGRID lancé en , qui explore la piste du stockage de l’hydrogène sous forme solide grâce à un alliage d'hydrure de magnésium. Le groupe E.ON teste de son côté l’injection de l’hydrogène directement dans le réseau gazier allemand. Un site pilote devrait être construit à Falkenhagen (Nord-Est de l’Allemagne) d’ici 2013[68].

En 2010, l'institut allemand Fraunhofer[69] explique dans un communiqué avoir réussi à mettre au point un processus de production de méthane à partir de la production en excès des éoliennes. L'électricité est utilisée pour l'électrolyse de l'eau, produisant de l'oxygène (rejeté) et de l'hydrogène. Cet hydrogène est recombiné à du CO2 (sans doute par réaction de Sabatier) pour produire du méthane, qui est injecté dans le circuit de distribution public de gaz naturel.

Une étude de la société Energy Brainpool pour le compte de Greenpeace évalue en 2017 à 42,7 GW la puissance totale des électrolyseurs nécessaires en 2040 pour compenser l'intermittence des énergies éolienne et solaire dans un système entièrement renouvelable, y compris dans les périodes de plusieurs semaines de vent faible ; la puissance des centrales à gaz nécessaires pour compléter le système serait de 67 GW ; la puissance de pointe de la demande était en 2016 de 84 GW[70].

Le scénario de l'association « Agora Energiewende » sur la stratégie de neutralité carbone en 2050 prévoit une demande annuelle d'hydrogène et autres carburants synthétiques de 432 TWh en 2050, dont 348 TWh (80,5 %) devront être importés[71].

Mouvement anti-éoliennes[modifier | modifier le code]

L’Allemagne compte plus de 1 000 initiatives citoyennes de lutte contre le déploiement des éoliennes, se plaignant en particulier du bruit et des ultrasons émis par ces équipements[26].

L'association de constructeurs d'installations électriques VDMA Power Systems déplore en 2019 que désormais presque tous les permis d'installation d'éoliennes sont attaqués en justice[72].

Recyclage des vieilles éoliennes[modifier | modifier le code]

Selon un article du quotidien suisse Basler Zeitung, sur les 29 000 éoliennes allemandes, 5 700 verront leur financement public expirer en 2020, et d'après la fédération allemande de l'énergie éolienne, plus d'un quart de la production terrestre va disparaître d'ici 2023. De nombreux parcs éoliens de la fin des années 1990 bénéficiaient en effet de tarifs de rachat garantis pendant une vingtaine d'années, et devront désormais vendre leur électricité à son tarif de marché. Ces machines, techniquement obsolètes, ne sont plus compétitives au regard des prix actuels, et dès l'arrêt du subventionnement, leur intérêt économique disparait. Il va donc falloir les recycler, mais les pales, faites de multiples couches de fibre de verre collées avec des résines de polyester, sont très difficilement recyclables ; selon Veolia, qui mène des recherches sur le sujet, on peut s'attendre à 50 000 tonnes de pales d'éoliennes à recycler d'ici 2020 ; elles peuvent selon Veolia fournir « un excellent combustible solide », mais les résidus de matériaux sont souvent trop fins et endommagent les filtres des incinérateurs. Par ailleurs, l'enlèvement complet des bases en béton des éoliennes (250 à 400 mètres cubes de béton armé pour chaque mât) peut coûter plusieurs centaines de milliers d'euros supplémentaires, que la plupart des opérateurs n'ont pas intégrés à leur plan d'affaires ; les premiers déplantages ont souvent donné lieu à des négociations entre sociétés et propriétaires fonciers pour n'enlever qu'une partie superficielle du béton, le reste étant ensuite recouvert de terre[73].

Notes et références[modifier | modifier le code]

Notes[modifier | modifier le code]

  1. premier parc offshore allemand ; production prévue de 220 GWh/an ; production réalisée en 2011 : 267 GWh (facteur de charge record de 50 %).
  2. premier parc offshore commercial allemand ; sa production est évacuée vers le continent par une ligne haute tension en courant continu de TenneT.
  3. construit par EWE AG, groupe de services (énergie, télécoms, etc.) dont le capital appartient à des collectivités locales ; la connexion au réseau a été retardée par des travaux sous-marins de déminage ; elle a finalement été effectuée le 12 février 2014
  4. construit par WindMW GmbH, financé par le fonds américain Blackstone.
  5. extension de 200 MW prévue.
  6. Trianel : joint-venture de 33 Stadtwerke.
  7. collectivités locales de Hesse et de Bavière.
  8. Fait référence à la déesse lettonne du vent, Vēja māte.

Références[modifier | modifier le code]

  1. p. 23
  2. a et b p. 24
  3. p. 39
  4. p. 29
  5. p. 31
  6. p. 12
  7. p. 34
  1. a et b p. 6
  2. a et b p. 7
  3. a et b p. 4
  4. p. 5
  • Autres références
  1. a et b (de) Stromerzeugung nach Energieträgern 1990 - 2021 (Production d'électricité par source d'énergie, 1990-2021), AG Energiebilanzen e.V., décembre 2021.
  2. a et b (de)[xls]Ministère Fédéral de l'Économie et du Climat (BMWI), « Zahlen und Fakten : Energiedaten (Statistiques énergétiques du Ministère Fédéral de l'Économie et de l'Énergie) », BMWI, (tab.22).
  3. (de) [PDF] Bruttostromerzeugung in Deutschland ab 1990 nach Energieträgern (Production brute d'électricité en Allemagne depuis 1990 par sources d'énergie), AGEB (Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen - Communauté de travail sur les bilans énergétiques), 14 décembre 2018.
  4. (en)Data and statistics : Germany Electricity 2020, Agence internationale de l'énergie, octobre 2021.
  5. (en) Agence internationale de l'énergie (AIE - en anglais : International Energy Agency - IEA), Key World Energy Statistics 2021, septembre 2021, [PDF].
  6. Europe - Part de la consommation couverte par la production éolienne 2017-18, RTE, février 2019.
  7. a b et c [PDF] EurObserv'ER Baromètre éolien 2014 (février 2015)
  8. a et b (de)Statistiques 2013 du Ministère fédéral de l'Économie et de l'Énergie (BMWi).
  9. a b et c (en) Wind energy in Europe in 2019 (pages 10-16), Windeurope, février 2020.
  10. En Allemagne, le plan de sortie du charbon est critiqué, Les Échos, 29 janvier 2020.
  11. a b c d et e [PDF](en) « Wind energy barometer 2019 » [PDF], EurObserv'ER,
  12. a b et c (en) « Global Wind Report 2018 » [PDF], Global Wind Energy Council (GWEC),
  13. a b c d e et f [PDF] Baromètre éolien 2018, EurObserv'ER, février 2018.
  14. Allemagne et Chine - Installations records en 2014, EurObserv'ER, 25 février 2015.
  15. EurObserv'ER Baromètre éolien 2013 (février 2014).
  16. Energie verte : RWE et BASF veulent créer un parc éolien géant en mer du Nord, Les Échos, 21 mai 2021.
  17. (en) Electricity production from wind offshore in Germany in week 15 2019, Fraunhofer ISE.
  18. (en) Net installed electricity generation capacity in Germany in 2019, Fraunhofer ISE.
  19. (en) Electricity production in Germany in January 2020, Fraunhofer ISE.
  20. Énergies vertes : Bruxelles choisit de ménager l'industrie, site du journal Les Échos consulté le 9 avril 2014.
  21. a et b (de)[PDF]BDEW, « Erneuerbare Energien und das EEG: Zahlen, Fakten, Grafiken (2016) », BDEW, (pages 30-33)
  22. a b c et d [PDF] Baromètre éolien 2015, EurObserv'ER, février 2016.
  23. L’Allemagne va mettre un frein à l’installation d’éoliennes terrestres, Les Échos, 5 juin 2016.
  24. Éolien en mer : des parcs sans subventions, une première mondiale, Les Échos, 14 avril 2017.
  25. Eolien : suppressions d'emplois en vue en Allemagne, Les Échos, 6 août 2018.
  26. a et b Les éoliennes sèment la zizanie en Allemagne, Les Échos, 23 septembre 2019.
  27. En Allemagne, l’énergie éolienne est en crise, La Croix, 20 septembre 2019.
  28. Éolien offshore : Alstom remporte un contrat de 1 milliard d'euros en Allemagne, sur le site du journal Les Échos.
  29. La mise en œuvre par la France du Paquet énergie-climat, site de la Cour des comptes française consulté le 19 mai 2014 (voir page 184).
  30. (en)Countries, The WindPower, mars 2018.
  31. Allemagne - une ferme éolienne qui tourne à vide, sur le site lepoint.fr, consulté le 26 janvier 2014
  32. (en) Tennet connects Riffgat, sur le site offshorewind.biz, consulté le 19 février 2014
  33. (en) Trianel wind farm Borkum, site de Trianel.
  34. (en) Facts & Chronology, DanTysk Offshore Wind (site officiel).
  35. (en) Pioneering performance in the North Sea: The offshore wind farm Global Tech I, Global Tech I (site officiel).
  36. (en) Nordsee Ost, site RWE.
  37. (de) Windpark in der Ostsee: EnBW Baltic 2, EnBW.
  38. (en) Offshore wind farm Butendiek, Butendiek (site officiel).
  39. (en) North Sea wind farm Amrumbank West officially put into operation, E.ON, 4 février 2016.
  40. (de) Große Welle beim Wind vom Meer, Westfälische Nachrichten, 9 octobre 2015.
  41. (en)Gode Wind 1 and 2 Offshore Wind Farm, 4Coffshore.com, 27 juin 2017.
  42. (en)Veja Mate Offshore Wind Farm, 4Coffshore.com, 18 décembre 2017.
  43. (en)About us, Veja Mate.
  44. (en)Construction complete for 402-MW Veja Mate offshore wind park, Renewables Now, 31 mai 2017.
  45. (en)Wikinger, Iberdrola
  46. (en)Nordsee One, site officiel.
  47. (en)Sandbank fully commissioned, 4Coffshore, 27 janvier 2017.
  48. (en)Borkum Riffgrund II, thewindpower, 6 décembre 2018
  49. (en)MHI Vestas Offshore : coup double à Borkum Riffgrund 2, energiesdelamer, 3 septembre 2018.
  50. GE Installs The Last Turbine At One Of Germany’s Largest Offshore Wind Farms, Merkur Offshore, 17 septembre 2018.
  51. Arkona Offshore Wind Farm, Baltic Sea, power-technology.com,
  52. (en)Borkum Riffgrund West I Wind Farm, 4C Offshore, 20 avril 2017.
  53. (en) Gode Wind 3, 4C Offshore, 20 avril 2017.
  54. Baltic Eagle, our second large offshore wind farm in Germany, Iberdrola.
  55. (en)Gode Wind IV, thewindpower, 6 décembre 2018
  56. (en)/04/1731313 Ørsted wins 551.75MW in German offshore wind auction, orsted.com, 27 avril 2018.
  57. Notre système électrique à l'épreuve de la canicule, sur le site du ministère de l'Économie, des Finances et de l'Industrie. 2004
  58. [PDF]Électricité et politique énergétique : spécificités françaises et enjeux dans le cadre européen, sur le site de la Direction Générale de l’Énergie et des Matières Premières. Observatoire de l'énergie, 2006. À la figure 7, le pic de 5 TWh en 2003 est bien visible, ce qui correspond bien à l'énergie fournie par deux tranches de 1 000 MW pendant deux mois.
  59. (en)Discussion paper: Negative Prices on the Electricity Wholesale Market and Impacts of § 24 EEG, BMWi (Bundesministerium für Wirtschaft und Energie), 24 décembre 2015 (voir pages 3 et 24).
  60. Bilan électrique 2017 (voir partie "Marché"), RTE, 15 février 2018.
  61. Le marché de l'électricité du futur, BMWi.
  62. (de)"EnR : la branche énergie doit investir des milliards dans le stockage", sur le site du Handelsblatt.
  63. [PDF](de)Stockage de l'énergie éolienne par réutilisation de mines abandonnées, sur le site [1]
  64. (de)Les profondeurs de la Ruhr stimulent les chercheurs, sur le site [2]
  65. (de)VDI - Les canaux deviennent des centrales de pompage, sur le site [3]
  66. (de)Des sphères creuses pour stocker l'électricité éolienne excédentaire, sur le site de la Frankfurter Allgemeine.
  67. (de) « "100% erneuerbare Stromversorgung bis 2050 : klimaverträglich, sicher, bezahlbar" », Sachverständigenrat für Umweltfragen,‎ (lire en ligne)
  68. « Énergie - Stockage de l’énergie éolienne : un site pilote en Allemagne », site [4], 24 août 2012
  69. (en) Communiqué de l'institut Fraunhofer
  70. (de)Neue Studie: Versorgungssicherheit in einer kalten Dunkelflaute ist klimaneutral und zu adäquaten Kosten möglich, Energy Brainpool, 29 juin 2017.
  71. (en) « Towards a Climate-Neutral Germany » (voir page 26), Agora Energiewende, juin 2021.
  72. (de) Kampf um die Windmühlen, BDEW, 8 août 2019.
  73. Le (polluant) recyclage des vieilles éoliennes allemandes, Le Figaro, 29 janvier 2019.

Annexes[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]