Leag s’est imposée comme le principal lauréat du premier appel d’offres allemand pour de nouvelles centrales électriques destinées à garantir l’approvisionnement en électricité lorsque la production éolienne et solaire est faible. Mardi, l’Agence fédérale des réseaux a attribué à l’entreprise basée à Cottbus sept des 11 contrats annoncés, dont six projets en Lusace et un à Leipheim, en Bavière.

En Lusace, Leag prévoit de convertir certaines unités de ses centrales existantes au lignite de Jänschwalde et de Boxberg afin qu’elles produisent de l’électricité au gaz. L’entreprise prévoit d’investir jusqu’à 2 milliards d’euros dans des installations offrant près de trois gigawatts de capacité éligible. Adi Roesch, directeur général de Leag, a qualifié le résultat de grande réussite, affirmant que les projets réutiliseraient les raccordements au réseau, les bâtiments et les équipements techniques existants afin de gagner du temps et de réduire les coûts.

Ces nouvelles centrales sont destinées à servir de secours lorsque la production d’énergie renouvelable est insuffisante ; elles ne devraient donc fonctionner que de manière intermittente. Elles utiliseront d’abord du gaz naturel et devront être converties à l’hydrogène d’ici à 2045. Dans le cadre du dispositif, les exploitants seront rémunérés pour maintenir des capacités disponibles pendant une période de 15 ans. Katherina Reiche, ministre de l’Économie, a déclaré que les nouvelles capacités devraient être prêtes au plus tard en 2031.

RWE a également remporté une part importante des contrats, en obtenant des aides pour trois nouvelles centrales au gaz compatibles avec l’hydrogène à Voerde, Weisweiler et Werne. Leurs capacités éligibles s’élèvent à 730 mégawatts à Voerde et à 700 mégawatts sur chacun des deux autres sites. L’entreprise a déclaré s’attendre à commencer la construction de sa première centrale, probablement à Weisweiler, dans les semaines à venir. Stadtwerke Karlsruhe a également remporté un contrat pour une centrale plus petite, d’une puissance de 54 mégawatts, équipée de moteurs à gaz.

L’appel d’offres a attiré 41 propositions portant sur près de 12 gigawatts de capacité, soit près de trois fois les 5,16 gigawatts finalement attribués. Le prix moyen des contrats s’est établi à 155 296 euros par mégawatt de capacité éligible et par an, en dessous du plafond de 244 000 euros. Aucune offre portant sur des batteries de stockage n’a été retenue. L’Association allemande des services publics locaux et Les Verts ont critiqué la concentration des contrats entre les mains d’un petit nombre de fournisseurs.

La répartition géographique des contrats est également inégale. Selon l’opérateur de réseau Amprion, 53 % des projets retenus se trouvent dans la partie nord du réseau, au Brandebourg et en Saxe, tandis que 47 % se situent dans le sud, notamment en Rhénanie-du-Nord-Westphalie, en Bavière et dans le Bade-Wurtemberg. Amprion a déclaré que la prime accordée au sud dans le cadre de l’appel d’offres n’avait pas permis d’obtenir une répartition nord-sud suffisamment efficace des capacités garanties.

Le projet de Leag visant à adapter des unités au charbon a suscité des interrogations quant à leurs performances. Le rendement des centrales converties devrait se situer entre 40 % et 45 %, contre jusqu’à 60 % pour les turbines à gaz modernes à cycle combiné. Elles consommeraient donc davantage de gaz et émettraient plus de dioxyde de carbone pour chaque unité d’électricité produite. Selon une estimation de Hendrik Diers, de l’Institut d’économie de l’énergie de l’université de Cologne, les émissions annuelles des centrales converties de Leag atteindraient environ 1,5 million de tonnes si elles fonctionnaient quelque 1 000 heures. Des centrales à cycle combiné neuves, de même capacité et exploitées pendant la même durée, émettraient environ 1,1 million de tonnes, même si la conversion d’installations existantes pourrait réduire les coûts et éviter les émissions liées à leur démolition et à la construction de nouvelles centrales.

Les unités adaptées mettraient également plus de temps à augmenter et à réduire leur production que les centrales modernes à cycle combiné. Diers a indiqué que cette inflexibilité pourrait faire grimper de quelques euros par mégawattheure les prix de gros moyens de l’électricité, car ces centrales seraient moins à même de compenser les erreurs de prévision de la production renouvelable. Il a fait remarquer que les temps de démarrage comptent moins sur le marché à terme journalier, où les prévisions météorologiques indiquent généralement plusieurs jours à l’avance quand les centrales seront nécessaires.

EnBW, TotalEnergies et Uniper n’ont obtenu aucun contrat lors de cette première phase et pourraient tenter leur chance lors d’appels d’offres ultérieurs. Uniper a refusé de commenter la possibilité de contester le résultat devant les tribunaux. Avant l’appel d’offres, des discussions dans le secteur avaient soulevé des questions juridiques sur la conversion d’anciennes centrales au charbon, notamment sur la possibilité pour une installation d’être indemnisée pour sa fermeture dans le cadre de la sortie du charbon, puis de bénéficier d’un nouveau soutien lorsque certaines de ses unités reviennent sur le marché de l’électricité.

L’Agence fédérale des réseaux n’a pas fourni d’estimation des coûts supplémentaires pour les consommateurs d’électricité. L’article indique que les 12 milliards d’euros d’aides au total, ainsi que les coûts des futurs appels d’offres, apparaîtront sur les factures d’électricité sous la forme d’un prélèvement.

Sources: FAZ.