Allemagne : 150 GW solaires de plus sans renforcer les postes

Environ 150 GW de photovoltaïque supplémentaire pourraient être raccordés aux postes électriques allemands sans renforcer les transformateurs, à condition d’y associer 60 GW de batteries chargées d’absorber les pics de production. C’est le résultat d’une étude du Fraunhofer IEE réalisée pour l’association solaire allemande BSW-Solar.

En bref

• Potentiel théorique estimé à 150 GW de photovoltaïque et 60 GW de stockage sur 1 313 postes électriques ruraux.
• Étude fondée sur les données d’exploitation réelles de 20 transformateurs répartis sur 13 postes, extrapolées par analyse de similarité.
• Scénario de référence : capacité renouvelable installée portée à 200 % de la puissance nominale du transformateur.
• Écrêtement moyen estimé à environ 1 % de la production photovoltaïque supplémentaire.
• ⚠️ Ces 150 GW ne constituent pas une capacité de raccordement vérifiée et immédiatement disponible.

Le raisonnement : un transformateur n’est saturé que par intermittence

Le point de départ de l’étude est une observation simple : les transformateurs des postes reliant les réseaux moyenne et haute tension n’atteignent leurs limites que ponctuellement, quelques heures par an. Le reste du temps, leur capacité est sous-utilisée. Dimensionner le raccordement sur ces quelques pointes revient donc à laisser dormir l’essentiel de la ressource.

D’où le scénario retenu : autoriser une capacité renouvelable installée atteignant 200 % de la puissance nominale du transformateur, en plaçant des batteries dimensionnées pour absorber la production chaque fois que celui-ci atteindrait sinon sa limite de charge. Selon les calculs, l’écrêtement de la production photovoltaïque supplémentaire resterait limité à environ 1 % en moyenne — autrement dit, le doublement de puissance installée ne coûterait presque rien en énergie perdue.

Ce que suppose ce résultat

La condition n’est pas anodine : il faudrait traiter poste électrique, stockage et installations photovoltaïques comme un système intégré, avec un suivi et une limitation dynamiques des flux de puissance. Les batteries devraient adapter leur fonctionnement aux flux réellement mesurés au poste, et non suivre une consigne fixe. C’est un saut d’exigence en matière de pilotage et de numérisation des réseaux de distribution — sujet que traitent également Enedis et RTE côté français.

Une réserve posée par les auteurs eux-mêmes

L’étude précise que les 150 GW calculés ne doivent pas être interprétés comme un volume de capacité de raccordement vérifiée et immédiatement disponible. Elle n’intègre pas de calcul détaillé des congestions et n’évalue pas l’état des portions de réseau situées en amont ou en aval des postes considérés.

La nuance est importante : un transformateur peut avoir de la marge alors que la ligne qui l’alimente, elle, sature. Ce que mesure l’étude, c’est le potentiel libérable par une meilleure utilisation dans le temps des capacités de transformation existantes — un gisement réel, mais dont la conversion en raccordements effectifs dépend du reste du réseau.

Les auteurs estiment néanmoins que cette approche pourrait réduire le besoin de certaines mesures d’extension du réseau, ou permettre de les reporter — ce qui, à l’échelle allemande, représenterait des montants d’investissement considérables.

Un argument dans le débat réglementaire allemand

L’association commanditaire utilise ces résultats à l’appui de ses propositions sur le paquet réseau préparé par le gouvernement fédéral. Elle s’oppose à la désignation durable de vastes territoires comme « zones de congestion du réseau », où le développement des renouvelables pourrait être limité via un mécanisme de redispatching, et défend l’idée que les capacités existantes devraient d’abord être mieux exploitées.

Ses demandes portent sur une numérisation accrue des réseaux moyenne et haute tension et sur le déploiement de batteries de soutien au réseau dans les zones de congestion, en s’appuyant sur les procédures d’appel d’offres prévues par la loi allemande sur le secteur de l’énergie. Le cadrage est donc explicitement militant : l’étude arrive au moment où se décide un arbitrage entre limiter le raccordement et investir dans le pilotage.

Questions fréquentes

Que dit l’étude du Fraunhofer IEE ?

Qu’environ 150 GW de photovoltaïque supplémentaire et 60 GW de stockage pourraient être raccordés sur 1 313 postes électriques ruraux allemands, en exploitant mieux dans le temps la capacité des transformateurs existants.

Comment des batteries permettent-elles de raccorder plus de solaire ?

En absorbant la production aux moments où le transformateur atteindrait sa limite de charge, puis en la restituant plus tard. La contrainte de raccordement portant sur la puissance instantanée et non sur l’énergie annuelle, écrêter quelques heures par an suffit à libérer une capacité installée bien supérieure.

Ces 150 GW sont-ils disponibles dès maintenant ?

Non. L’étude ne calcule pas les congestions détaillées et n’évalue pas l’état du réseau en amont et en aval des postes. Il s’agit d’un potentiel théorique lié aux transformateurs, pas d’une capacité de raccordement vérifiée.

Quelle part de production serait perdue ?

Environ 1 % en moyenne de la production photovoltaïque supplémentaire, selon les calculs, dans un scénario où la capacité installée atteint 200 % de la puissance nominale du transformateur.

En résumé — l’étude met un chiffre sur une intuition partagée par tous les gestionnaires de réseau : le raccordement est dimensionné sur des pointes rares, et accepter d’en écrêter une fraction libère énormément de capacité. Les 150 GW sont un potentiel théorique, pas une file d’attente qui se débloque ; mais le rapport avancé — 1 % d’énergie perdue pour un doublement de puissance installée — suffit à déplacer le débat vers le pilotage plutôt que vers le renforcement.