Le secteur électrique allemand prévoit de transporter l’électricité du nord vers le sud via de puissantes lignes à courant continu, mais cette stratégie est erronée : il existe des solutions bien meilleures et moins coûteuses lorsque l’électricité renouvelable est produite et consommée localement.

Le premier grand câble – SuedLink, entre le Schleswig-Holstein au nord et la Bavière / le Bade-Wurtemberg au sud – coûte 15 milliards de DKK pour une capacité de 4 GW. En comparaison, le besoin de capacité du sud de l’Allemagne dépasse 45 GW pendant les pics de consommation. Étant donné qu’il n’existe aucune garantie que le câble puisse livrer de l’électricité quand elle est nécessaire dans le sud, des centrales de secours doivent rester disponibles.

À titre de comparaison, une capacité de 3 GW de parcs solaires installée directement dans le sud de l’Allemagne pourrait être construite pour le même coût.

Les Länder du sud – Bavière, Bade-Wurtemberg, Hesse, Rhénanie-Palatinat et Sarre – représentent la moitié de la consommation électrique allemande totale de 450 à 500 TWh, soit entre 225 et 250 TWh par an.

La consommation énergétique annuelle du sud de l’Allemagne dans le chauffage et l’industrie (processus thermiques) est d’environ 800 TWh, largement couverte par le gaz naturel.

La capacité installée en éolien et en solaire dans ces Länder est de respectivement 12 GW et 40 GW, ce qui fournit chaque année environ 25 TWh et 40 TWh.

Cela signifie que les énergies renouvelables fournissent aujourd’hui 65 TWh sur une consommation de 240 TWh dans le sud – soit à peine plus d’un quart de la demande en électricité.

Autres sources énergétiques disponibles dans le sud de l’Allemagne :

• 30 millions de tonnes de déchets combustibles par an (≈ 110 TWh)

• 60 millions de m³ de croissance forestière annuelle (≈ 120 TWh)

• 25 millions de tonnes de paille et résidus agricoles (≈ 100 TWh)

La première étape de l’extension des EnR dans tout pays industrialisé – y compris le sud de l’Allemagne – passe par des systèmes énergétiques dualistes dans le chauffage et l’industrie – voir lien.

Le secteur industriel et thermique du sud de l’Allemagne peut absorber de grandes quantités d’électricité renouvelable, et ensuite utiliser la chaleur résiduelle des centrales qui produisent de l’électricité lorsque les EnR sont absentes.

Par exemple, 1 GW de centrales à biomasse peut fournir 2 GW de chaleur industrielle, alimentant ainsi 2 millions de foyers avec une capacité moyenne de 0,5 kW par foyer.

Une solution combinée avec 3 GW de solaire et éolien pourrait suffire à verdir l’approvisionnement électrique et thermique de l’industrie et du bâtiment, si l’industrie est principalement alimentée par les EnR et, dans les périodes creuses, par de la vapeur issue de la biomasse au lieu du gaz naturel ou du charbon.

Multiplier par 4 la production actuelle d’EnR dans le sud, combinée aux ressources disponibles, permettrait sans problème d’atteindre une électricité 100 % renouvelable et bon marché.

Promouvoir une consommation flexible chez les citoyens et entreprises

Problème principal :
La consommation ne correspond pas à la production des EnR → pertes et déséquilibres.

Solutions proposées :

• Introduction de tarifs dynamiques pour tous (facturation horaire ou par quart d’heure)

• Déploiement massif des compteurs intelligents et des systèmes automatisés de gestion

• Incitations économiques pour :

  • Chauffage électrique avec stockage – voir lien

  • Véhicules électriques

  • Refroidissement et stockage industriel réactifs aux prix de l’électricité

Réformer le design du marché et les incitations

Problème :
Le système récompense encore les centrales fossiles de secours, plus que l’intégration flexible des EnR.

Solutions :

• Récompenser la flexibilité et les services de régulation rapide

• Supprimer les prix négatifs non encadrés, introduire des planchers/plafonds de prix

• Rendre rentables le stockage et l’absorption d’électricité excédentaire

• Créer des communautés énergétiques locales avec marchés de flexibilité (comme EnergiFlex et FlexPower au Danemark)

Simplifier la planification et les autorisations

Problème :
La bureaucratie et l’opposition locale retardent les projets de réseau et d’EnR.

Solutions :

• Fixer une durée maximale de 2 ans pour les autorisations

• Redistribuer les bénéfices de l’intégration locale (réduction des prix de l’électricité pour les communes)

• Numériser les processus de planification et de consultation

Numérisation et automatisation

Solutions proposées :

• Déployer des réseaux électriques intelligents (smart grids)

• Utiliser l’IA et des prévisions avancées pour gérer la production, la consommation et le stockage

• Exploiter des données en temps réel pour équilibrer le système (par exemple TenneT, le GRT allemand, en fonctionnement)