Le Pr Martin Schlumpf a publié le 14 mai 2024 sur son site « schlumpf-Argumente » une très instructive analyse de l’électricité en Allemagne pour le mois d’avril.

Pour ceux qui n’auraient pas la patience de la lire en entier, voici en bref ce qu’on observe :

– la ligne rouge supérieure est le total de la puissance-crête installée potentiellement active en éolien (70 GWp) et en photovoltaïque (88 GWp), soit 158 GWp ;

– le profil brun est celui de la demande en électricité durant avril, avec une consommation de 36,70 TWh, soit une puissance moyenne de 50,97 GW ; on voit que la puissance installée en éolien et en PV est le triple de la puissance demandée ;

– le profil bleu est celui de la production éolienne de 12,00 TWh pour une puissance moyenne de 16,67 GW, soit un facteur de charge de 23,80% sur les 70 GWp installés ;

– le profil orange, superposé au bleu, est celui de la production photovoltaïque de 6,45 TWh pour une puissance moyenne de 8,96 GW, soit un facteur de charge de 10,18% sur  les 88 GWp installés;

– le total orange et bleu donne une production totale de 18,45 TWh pour une puissance moyenne de 25,63 GW, soit un facteur de charge global de 16,22% sur les 158 GWp installés ;

– éolien (12,00 TWh) et PV (6,45 TWh) ont donc contribué à hauteur de 50,23% de la demande d’électricité (36,70 TWh), cela bien que leur puissance installée soit le triple de la puissance demandée ; il a fallu encore « trouver » les autres 50%, donc soit les produire autrement (hydraulique, biomasse, charbon !), soit les importer (principalement de France !).

Mais… le diable se cache dans les détails ! Ces puissances ne sont que des moyennes sur le mois. On observe que les fluctuations sont énormes, entre 3 et 64 GW pour l’éolien et le photovoltaïque additionnés. Il n’y a que deux moments, à midi, les weekends des 13/14 et 27/28 avril où ces sources ont pu couvrir quasiment toute la demande à ces moments, soit autour de 50 GW. À ces moments-là, si les autres sources de production étaient actives, soit ces autres sources de production d’électricité ont dû s’effacer, soit il a fallu exporter leurs productions et donc trouver des acquéreurs hors du pays.

C’est à ces moments-là précisément que l’on observe même des prix négatifs en bourse, car les surproductions interviennent quasiment aux mêmes moments sur toute l’Europe. Inversement, lors des lacunes de production, pour certaines prévisibles (la nuit), pour la plupart imprévisibles ou fortement variables localement (temps couvert, calme plat), les autres sources doivent être prêtes à prendre le relai. Il s’agit bien sûr avant tout des centrales thermiques au charbon (lignite et anthracite), ou bien il faut pouvoir compter sur des importations.

Sur cette même période du mois d’avril, on sait que l’Allemagne a produit au total 32,50 TWh (dont les 12 TWh d’éolien et les 6,45 TWh de PV ci-dessus), soit encore 14,05 TWh (produits principalement par du charbon), et a aussi même pu exporter 5 TWh, mais elle à dû importer 9,2 TWh, la majeure partie de ces importations provenant bien sûr des centrales nucléaires françaises….

L’analyse est complétée par des données financières qui montrent, entre autres, que les déficits ont justement eu lieu ces deux weekends de surproduction, source de chute des prix sur le marché.

Vous avez dit « tournant énergétique » exemplaire ?