La taxe carbone dans les secteurs des transports et du chauffage-refroidissement arriverait-elle en Allemagne ? (mise à jour du 13 07 2019)

2019-07-09-CO2 Preis_2

Temps de lecture : 6 min

Le 5 juillet 2019, le ministère fédéral chargé de l’environnement (BMU) a publié trois rapports d´expertise sur la taxe carbone /1/. Les rapports soutiennent les propositions de la Ministre Fédérale de l’Environnement visant à donner progressivement un prix au carbone dans les secteurs du chauffage-refroidissement et des transports. Les rapports ont examiné comment, dans ces secteurs non couverts par le système d’échange de quotas d’émissions de l’UE (SEQE-UE), mettre en place d’efficaces incitations à réduire les émissions de CO2. Le 12 juillet, le Conseil Général de l’Economie a présenté son concept. L’expertise avait été commandée par le gouvernement fédéral /3/. 

La raison en est que ces secteurs, non soumis à la réglementation européenne sur les émissions de CO2, risquent de ne pas atteindre leurs objectifs en matière de réduction d’émissions. L’Allemagne s’est engagée à atteindre des objectifs de réduction contraignants vis-à-vis de l’UE, soit une réduction de 55 % d´ici 2030 par rapport à 1990. Si ces objectifs ne sont pas atteints, les droits d’émission doivent être achetés à d’autres pays. Rien de moins sûr que d’autres pays soient vendeurs, et à quel prix ? Cela rend la question politiquement plus pressante.

Afin de réduire les émissions, en particulier dans les secteurs du chauffage-refroidissement et des transports, les trois rapports proposent de donner un prix du CO2 en plus des taxes énergétiques existantes. Dans un premier temps, la taxe serait de 35 Euros la tonne de CO2, mais passerait à 180 Euros la tonne en 2030. Par conséquent, essence, diesel, mazout et gaz naturel deviendraient plus chers. Cela devrait conduire à la rénovation énergétique des bâtiments et au passage des automobilistes à l´électro-mobilité.

Afin d’accroître l’acceptation de l’accroissement de la charge  des combustibles fossiles, les experts, à l’unanimité,  proposent de rembourser aux foyers modestes la taxe collectée.

Cela peut se traduire, par exemple, par un remboursement forfaitaire par habitant ou une réduction des taxes sur l’électricité. Cette réduction des taxes sur l’électricité aurait un avantage décisif par rapport au remboursement forfaitaire : un prix bas de l’électricité inciterait à acheter une voiture électrique. Une taxe  CO2 pourrait donc être plus efficace et moins onéreuse que le modèle de remboursement forfaitaire.

Les avis sont controversés entre les partis, mais aussi au sein du gouvernement. Le Ministre Fédéral de l´Économie et de l´Énergie, M. Altmaier, a critiqué ce concept et s’est référé à une expertise du Conseil Général de l’Economie qui sera publiée prochainement (N.B. :  l´expertise a été publiée le 12.07.2019, voir plus bas). La majorité des partis politiques n’est d’accord que sur le fait qu´il faudrait donner un prix au carbone dans les secteurs en dehors de SEQE-UE.

Cependant, le « comment » est en cours de discussion. Les Libéraux (FDP) et certaines fractions des Chrétiens Démocrates (CDU/CSU) sont favorables à l’intégration de tous les secteurs dans le système d’échange de quotas d’émission de l´UE, alors que les Verts proposent un prix de départ de 40 Euros par tonne de CO2, qui servirait  également de prix minimum dans le système d’échange de quotas d’émission de l´UE.

La Ministre Fédérale de l’Environnement présentera les rapports d´expertise au « Klimakabinett », où, avec d’autres avis d’experts, ils serviront de base aux discussions sur les décisions politiques à venir. Pour arriver à une réduction de 55% d´ici 2030, le gouvernement a promis une « loi climatique » d’ici fin 2019. La tâche incombe au « Klimakabinett », formation resserrée du gouvernement qui réunit tous les ministres concernés.

L´expertise du Conseil Général de l’Economie

Le 12.07.2017, les cinq experts en économie ont présenté leur expertise « Vers une nouvelle politique climatique » /3/. Ils plaident en faveur d’un prix du CO2 en tant qu’instrument central de la politique climatique. Un prix uniforme pour les émissions du CO2 garantirait un évitement des émissions dans la mesure où il serait moins onéreux que le prix du CO2.

Les experts recommandent d’étendre le système d’échange de quotas d’émissions de l’UE aux secteurs des transports et du chauffage-refroidissement d’ici 2030 au plus tard dans tous les Etats membres, établissant ainsi un prix du CO2 uniforme dans tous les secteurs. Toutefois, cela nécessite l’accord des autres États membres et le gouvernement allemand devrait exposer ce point de vue au niveau de l’UE.

Comme solution transitoire, un prix pour le CO2 doit être établi  pour  les secteurs en dehors de SEQE-UE, sous la forme d’un système distinct d’échange de quotas d’émission ou d’une taxe carbone. Un système distinct d’échange de droits d’émission serait plus simple à communiquer et plus facile à transférer par la suite à un système intégré d’échange de quotas d’émission, une taxe carbone serait plus rapide à mettre en place.

Les experts estiment qu’il n’est pas raisonnable de fixer un prix séparé pour la taxe carbone. Il serait judicieux de s’orienter dans un premier temps sur le prix actuel du CO2 du SEQE-UE et de commencer avec un prix entre 25 et 50 Euros par tonne de CO2. La taxe devrait alors être régulièrement adaptée à l’évolution de la situation. Plus la taxe carbone d´entrée sera faible, plus les hausses futures de la taxe devront être importantes. Le Conseil Général de l’Economie laisse aux responsables politiques le soin de décider de l’instrument à adopter et le montant de la taxe sur le CO2 qu’il conviendrait d’appliquer.

Les experts sont également favorables à d’autres mesures visant à favoriser la réduction des émissions de CO2. Des subventions à l’investissement pour l’équipement et les infrastructures à faibles émissions, ainsi que des incitations fiscales pour la réduction des émissions de CO2 sont envisageables.

Le seul objectif de la taxe sur le CO2 en Allemagne devrait être de réduire efficacement les émissions et non de générer des recettes fiscales supplémentaires. Selon les experts, une taxe carbone ne serait probablement acceptée par la population que si l’on peut exclure que la taxe soit utilisée à des fins autres que la politique climatique. Il convient donc de redistribuer les recettes de l’État, par exemple par une rémunération forfaitaire par habitant ou une réduction de la taxe sur l’électricité.

Les experts en économie soulignent que la lutte contre le changement climatique est un défi mondial qui ne peut être relevé que par une action coordonnée au niveau international. « Les objectifs de l´accord de Paris sur le climat doivent être mis en œuvre de manière efficace grâce à une taxe mondiale des émissions de gaz à effet de serre », a déclaré le Conseil Général de l’Economie. Une action isolée de l´UE affaiblirait sa position dans les négociations internationales sur la protection du climat :  Au lieu de fixer des objectifs de protection du climat toujours plus stricts, l´UE aurait intérêt à montrer que cet objectif peut être réalisé sans distorsions sociétales majeures.

Dans l’ensemble, les propositions du Conseil mettent fortement l’accent sur la coordination mondiale et les instruments de marché, pour limiter au mieux les baisses de prospérité de la population de l’UE.

Références

/1/ BMU (2019), communiqué de presse du 5.7.2019 : « Schulze: CO2-Preis kann sozial gerecht gestaltet werden », https://www.bmu.de/pressemitteilung/schulze-co2-preis-kann-sozial-gerecht-gestaltet-werden/

/2/ RWE (2019),  Information interne

/3/ Sachverständigenrat zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung (2019) : Sondergutachten 2019: Aufbruch zu einer neuen Klimapolitik, https://www.sachverstaendigenrat-wirtschaft.de/sondergutachten-2019.html

Allemagne : turbulences de l’équilibrage du système électrique en juin 2019

2019-07-08-Stromnot_1

Temps de lecture : 4 min

Le mois dernier pendant quelques jours, les besoins d’équilibrage du système électrique n’étaient pas couverts. Selon les gestionnaires des réseaux de transport, la situation était très tendue et n’a pu être maîtrisée qu’avec le soutien des voisins européens. Selon l’Agence Fédérale des Réseaux, il n’y a cependant pas eu de risque de blackout. La recherche des causes est en cours. L´événement a eu un large écho dans la presse allemande /1/,/2/,/3/.

Nous sommes les 6, 12 et 25 juin. Ces jours-là, les gestionnaires des réseaux de transport (GRT) ont constaté que la réserve tertiaire (réserve-minute) n’était pas suffisante. Six gigawatts étaient nécessaires, mais seulement la moitié était disponible par contrat. La réserve tertiaire ou mécanisme d’ajustement est utilisée pour compléter la réserve secondaire si celle-ci est épuisée ou insuffisante pour faire face à un déséquilibre du réseau.

Il est important d´assurer à tout instant l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité car lorsque le système n’est plus synchronisé, la fréquence fluctue par rapport à sa valeur de référence de 50 Hz. Le fort sous-approvisionnement du réseau allemand, c’est-à-dire la disponibilité d’électricité inférieure aux besoins, a entraîné une baisse de la fréquence du réseau interconnecté européen.

Les GRT se sont procuré des approvisionnements supplémentaires en électricité à la bourse et à l’étranger et ont mobilisé des capacités d’effacement des grands consommateurs d’électricité.

Le déficit n’a pas seulement entraîné une campagne d’aide de la part des voisins européens, qui ont fortement injecté de l’électricité sur le marché allemand. Les prix sur le marché des réserves d’équilibrage ont également grimpé en flèche à la bourse. Le coût d´un mégawatt de puissance de réserve tertiaire s’élevait à plusieurs milliers d’euros à son apogée.

Suite aux problèmes rencontrés, les GRT ont doublé leur capacité de réserve tertiaire sur la base d’appels d’offres.

Causes exactes non encore connues

Les quatre GRT et l’autorité de surveillance, l’Agence Fédérale des Réseaux, restent prudents quant aux causes. Tous deux veulent évaluer d’autres données en vue d’une « analyse minutieuse ». Cette enquête pourrait prendre jusqu’à deux mois.

En principe, les acteurs du marché (fournisseurs, producteurs, etc.) sont incités à équilibrer à l’avance leurs injections et leurs soutirages sur le réseau pour minimiser les besoins d’équilibrage. Toutefois, il se peut que l’imprécision des prévisions de consommation et de production soit l´une des causes des problèmes. Les négociants en électricité ont donc commandé trop peu d’électricité et se sont fiés au fait que les réserves d’équilibrage disponibles étaient suffisantes.

Les marchés des réserves d’équilibrage ont fonctionné

Cependant, la dynamique des prix montre que, dans l’ensemble, la concurrence sur le marché des réserves de l’équilibrage fonctionne /4/ : des prix élevés attirent immédiatement plus d’offre, ce qui conduit directement à une chute rapide des prix et à une normalisation de la situation.

Il convient toutefois de garder à l’esprit qu’il est difficile de faire des prévisions précises en raison du développement massif des sources renouvelables intermittentes. Le vent et le soleil ont par nature une prévisibilité limitée. Pour certains experts, les coûts des réserves d’équilibrage devront augmenter en raison de l’augmentation des capacités de production d’électricité verte /4/.

Références

/1/ Energate Messenger (2019) : « Turbulenzen im Regelenergiemarkt », https://www.energate-messenger.de/news/192785/turbulenzen-im-regelenergiemarkt

/2/ Die Welt (2019) : « An mehreren Tagen im Juni wurde in Deutschland der Strom knapp », https://www.welt.de/wirtschaft/article196229401/Chaos-im-deutschen-Stromnetz-An-mehreren-Tagen-im-Juni-wurde-in-Deutschland-der-Strom-knapp.html

/3/ Spiegel Online (2019) : « Blackout-Gefahr,  Deutsche Netzbetreiber kämpfen mit akuter Stromnot », https://www.spiegel.de/wirtschaft/unternehmen/stromnetz-deutsche-netzbetreiber-kaempften-mit-akuter-stromnot-a-1275323.html

/4/ RWE team:news (2019)  » Stromnot in Deutschland » information interne

Allemagne : la part des énergies renouvelables à la consommation d’électricité atteint 44% au premier semestre de 2019

Temps de lecture : 2 min

La part des énergies renouvelables à la consommation intérieure brute d’électricité au premier semestre de 2019 (~ 290 TWh) a atteint 44%, sous réserve que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables soit entièrement affectée à la consommation intérieure et seule l´électricité produite à base de centrales conventionnelles soit exportée. A titre de comparaison : au premier semestre 2018, la part des énergies renouvelables dans la consommation d’électricité s´élevait à  39%.

conso 1sem 2019_1
Figure 1 : Consommation intérieure brute d’électricité au premier semestre de 2019 (source BDEW)

Ceci est le résultat des calculs préliminaires du centre de recherche sur l’énergie solaire et l’hydrogène de Bade-Wurtemberg (ZSW) et de la fédération des industries de l’énergie et de l’eau (BDEW) /1/.

Avec 55,8 TWh, l´éolien terrestre a été le plus grand producteur d´électricité renouvelable. Cela correspond à une augmentation de 18% par rapport au 1er semestre 2018 (47,3 TWh). Le photovoltaïque a  fourni 24 TWh  (1er semestre 2018: 23 TWh). Le taux de croissance le plus élevé a été atteint par l´éolien offshore avec une production de 12 TWh, soit  une augmentation de 30% par rapport au premier semestre 2018 (9,2 TWh). La production des autres énergies renouvelables (biomasse et hydraulique) est avec 36,7 TWh pratiquement restée constante (premier semestre de 2018: 37,2 TWh).

L´augmentation de la production des énergies renouvelables au premier semestre 2019 est principalement attribuée aux conditions météorologiques exceptionnelles.  Un nouveau record de production d´éolien a été enregistré en mars, mais dans les autres mois aussi le facteur de charge des éoliennes a été toujours supérieur aux valeurs moyennes de référence. A titre d´exemple, le facteur de charge d´éolien offshore a été d´environ 43% au premier semestre 2019.

Références

/1/ BDEW : Communiqué de presse du 26.6.2019 « Zahl der Woche / Halbjahres-Rekord: Erneuerbare Energien decken 44 % des Stromverbrauchs in Deutschland » https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/zahl-der-woche-halbjahres-rekord-erneuerbare-energien-decken-44/

Le développement d´éolien terrestre s´enlise

Temps de lecture :  4 min

L´Agence fédérale des Réseaux a effectué deux appels d´offres d´éolien terrestre au premier semestre 2019 /1/.  Les résultats confirment le développement préoccupant concernant les volumes offerts et attribués de l´éolien terrestre en Allemagne.

Avec 61 – 62 €/MWh  le montant moyen pondéré d´adjudication reste à peu près constant depuis les quatre derniers appels d´offres (voir figure 1), en revanche le volume mis aux enchères est loin d´être atteint. Seuls 746 MW des 1350 MW mis aux enchères au premier semestre 2019 ont été attribués notamment faute de soumissionnaires.

AO ET 1_2019
Fig. 1 : Résultats d´appels d´offres éolien terrestre en 2017, 2018 et premier semestre 2019

Tandis que les volumes des appels d´offres de 2017 ont été largement sursouscrits, une baisse importante des volumes attribués est observée depuis un an (voir figure 2).

AO ET volumes
Fig. 2 : Volumes (en MW) des appels d´offres éolien terrestre en 2017, 2018 et premier semestre 2019

Les raisons sont multiples selon un rapport récent de l´Agence de l’éolien terrestre /2/. Les avantages des sociétés de citoyens tels que l’absence d´obligation d’autorisation préalable selon BImSchG  (Loi fédérale sur la protection contre les nuisances environnementales) ont été abolis en 2018. Les procédures d´autorisation sont de plus en plus longues ce qui ralentit le rythme de mise en service des nouvelles installations. De plus, la construction des nouvelles éoliennes se heurte aux refus des riverains et des organisations de protection de la nature et des oiseaux. Leur opposition a conduit à de nombreuses plaintes contre de nouvelles constructions d´éolien terrestre.

L´Agence Fédérale des Réseaux prévoit au deuxième semestre 2019 encore quatre appels d´offres d´éolien terrestre d´un volume total de 2325 MW /3/. Si la tendance baissière se confirme il faudrait prendre des mesures pour faciliter les procédures d´autorisation et pour renforcer l´acceptation des riverains et des communes.

Le gouvernement allemand vise pour 2030 une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité /4/. Pour atteindre cet objectif  il faudrait construire environ 100 GW en sus des 120 GW déjà installés fin 2018 donc une augmentation de plus de 80% en 10 ans en utilisant notamment la technologie de l’éolien et du photovoltaïque /5/.

Mais ce n’est pas le seul problème : presque 12000 éoliennes, représentant une capacité installée d´environ 14 GW, sortiront du mécanisme de soutien entre 2021 et 2025 /6/. L´industrie éolienne craint que le prix sur le marché spot soient trop bas pour une exploitation rentable sans tarif d´achat garanti.

Bibliographie

/1/ Bundesnetzagentur (2019) : Ausschreibungen 2019, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Ausschreibungen/Wind_Onshore/BeendeteAusschreibungen/BeendeteAusschreibungen_node.html

/2/ Fachagentur Windenergie (2019) : Analyse der Ausbausituation der Windenergie an Land im Frühjahr 2019. Fachagentur Windenergie an Land. En ligne : https://www.fachagentur-windenergie.de/aktuell/detail/starker-einbruch-des-windausbaus-im-1-quartal.html.

/3/ Bundesnetzagentur (2019) :  Ausschreibungen, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Ausschreibungen/Ausschreibungen_node.html

/4/ Allemagne-Energies (2019) : Le tournant énergétique allemand. En ligne : https://allemagne-energies.com/tournant-energetique.

/5/ BDEW (2019) : Erneuerbare Energien: Szenarien zur Erreichung des 65-Prozent-Ziels. Massiver Ausbau der Erneuerbaren erforderlich – Flächenrestriktionen gefährden Zielerreichung,  En ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/massiver-ausbau-der-erneuerbaren-erforderlich-flaechenrestriktionen-gefaehrden-zielerreichung/

/6/ Deutscher Bundestag (2018) Ökologische Langzeitfolgen unrentabler Windkraftanlagen nach Entfall der EEG-Umlage. Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der Fraktion AfD (Drucksache 19/4196). En ligne : http://dipbt.bundestag.de/doc/btd/19/041/1904196.pdf.

L´Agence Fédérale des Réseaux publie l’équilibre offre-demande d’électricité pour les hivers 2019-2020 et 2022-2023

Temps de lecture : 4 – 6 min

  • Le scenario le plus contraignant pour la stabilité du réseau en hiver 2019-2020 est une production éolienne élevée dans le nord de l´Allemagne au moment du crépuscule (faible production photovoltaïque) avec une consommation élevée en Allemagne et dans les pays voisins
  • En plus d´un management accru du réseau (redispatching), il faut activer une capacité de réserve d´environ 5,2 GW de centrales thermiques à flamme dans le sud de l´Allemagne.
  • En revanche pour l’hiver 2022 – 2023 les besoins de capacité de réserve pourraient dépasser les 10 GW. Cette évaluation ne tient pas encore compte des préconisations de la Commission Charbon d´arrêter 12,5 GW de centrales à charbon et lignite d´ici 2022.

L´Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur) a publié le 2 mai 2019 son analyse de l’équilibre offre-demande d’électricité pour les hivers 2019-2020 et 2022-2023 /1/, /2/. Cette analyse s´appuie sur le rapport des quatre gestionnaires des réseaux de transport (GRT).

Situation hiver 2019-2020

Contrairement aux attentes, le scenario le plus critique pour la stabilité du réseau n´est pas la production éolienne et solaire quasi nulle mais une production éolienne élevée dans le nord de l´Allemagne au moment du crépuscule (faible production photovoltaïque) avec une consommation élevée en Allemagne et dans les pays voisins fin d´automne ou en hiver.

Le tableau montre le scénario potentiellement le plus critique pour la stabilité du réseau en hiver 2019-2020. Dans ce scénario la consommation nationale est estimée à 86,9 GW et l´exportation à 11 GW.

Compte tenu des indisponibilités présumées des moyens de production et du retard du développement des réseaux (notamment les tracés nord – sud),  le solde « production – consommation » donne une situation excédentaire en Allemagne du nord (+ 29,4 GW) et une situation déficitaire en Allemagne du sud (-18,4 GW) nécessitant une exportation accrue d´environ 11 GW. L´impact de l´exportation sur le flux nord- sud varie selon la destination (pays situé au nord ou sud de l´Allemagne).

Tableau_1
Tableau : scénario potentiellement le plus critique pour la stabilité du réseau en hiver 2019-2020

Pour garantir la stabilité du système électrique dans cette situation, il faut utiliser d´une part le potentiel disponible de redispatching de 9,6 GW des centrales pilotables participant au marché de production de l´électricité. En pratique, cela veut dire que les GRT réduisent la production des centrales pilotables au nord du Main (latitude N 50,4°) et augmentent leur production au sud de cette latitude.

Etant donné que le potentiel de redispatching du marché de l´électricité est insuffisant, il faut d´autre part activer une capacité de réserve de 5,16 GW située en Allemagne du sud pour faire face au déséquilibre dans la production d’électricité entre le nord et le sud de l´Allemagne. Il s´agit des centrales  thermiques à flamme considérées d´importance systémique,  et pour lesquelles la demande d´arrêt des exploitants au motif  de rentabilité insuffisante n´a pas été accordée.  Ces centrales de réserve ne sont pas autorisées à participer au marché de production mais seront uniquement employées à la demande des GRT pour le maintien de la stabilité du système électrique.

Compte tenu du fait que les besoins de réserve sont environ 1,5 GW plus bas que pour l’hiver précédent /3/,  les centrales de réserve déjà contractées en Allemagne permettront de couvrir les besoins de l’hiver 2019-2020.

csm_Steag-KW-Bexbach-002_8e644dc5cb
Capacité de réserve : centrale à charbon de Bexbach (STEAG), 780 MW, Sarre-Palatinat

Situation hiver 2022-2023

L´Agence Fédérale des Réseaux a effectué une première évaluation de l’équilibre offre-demande d’électricité pour l’hiver 2022-2023. Selon le calcul, les besoins de réserve seront pratiquement doublés par rapport à l´hiver 2019-2020 et passeront à 10, 65 GW.

Les raisons sont les suivantes :

  • prise en compte des nouvelles exigences, conformément à la réglementation européenne, à savoir l´augmentation des capacités d´interconnexion.
  • sortie définitive du nucléaire fin 2022, ce qui conduit à l´aggravation du déséquilibre dans la production d’électricité entre les régions du nord et du sud.

Afin d´assurer la sécurité du système électrique dans la période allant de l´arrêt du nucléaire jusqu´à la mise à disposition des nouvelles lignes à courant continu, l´ Agence fédérale des Réseaux a déjà accordé en 2017 /4/ la construction de 1200 MW de capacité de soutien du réseau (besondere netztechnische Betriebsmittel) repartie sur 4 régions en Allemagne du sud (4 unités de 300 MW chaque). La mise en service des installations est prévue à partir d´octobre 2022

La mise en service de nouvelles lignes et notamment des tracés nord – sud en courant continu, prévue pour 2025, pourrait réduire les besoins de capacité de réserve. Mais en attendant, il faudrait, pour la seule stabilisation des réseaux, maintenir une capacité de réserve importante. Les frais seront répercutés sur les consommateurs.

L’origine de cette capacité de réserve importante n’a pas encore été déterminée. Les centrales de réserve à disposition en Allemagne en 2022 seront très vraisemblablement insuffisantes. Il faudrait éventuellement contracter des moyens pilotables à l´étranger.

Compte tenu du fait qu´une incertitude considérable entoure encore les pronostics pour l´hiver 2022-2023, l´Agence Fédérale des Réseaux continue pour l´instant à surveiller la situation et  prendra des décisions en temps utile.

L´évaluation pour l’hiver 2022-2023 ne prenant pas encore en compte les préconisations de la Commission Charbon, à savoir arrêter définitivement d’ici 2022  une capacité de 12,5 GW des centrales à charbon et lignite /5/, cela devrait encore modifier les besoins de capacité de réserve en fonction de la position géographique de ces centrales. 

Références

/1/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 2.5.2019 : « Bundesnetzagentur gibt Netzreservebedarf bekannt », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2019/20190502_Netzreserve.html?nn=265778

/2/ Bundesnetzagentur (2019) : « Feststellung des Bedarfs an Netzreserve für den Winter 2019/2020 sowie das Jahr 2022/2023 »,

https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/Feststellung_Reservekraftwerksbedarf_2019.pdf?__blob=publicationFile&v=3

/3/ Allemagne-Energies (2018)  : « Pour les hivers 2018-2019 et 2019-2020, l´agence fédérale des réseaux évalue à 6,6 GW la capacité de réserve des centrales thermiques à flamme », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/Systemanalyse_UeNB_2018.pdf?__blob=publicationFile&v=2

/4/ Bundesnetzagentur (2017) : « Bericht zur Ermittlung des Bedarfs an Netzstabilitätsanlagen gemäß §13k EnWG », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/BNetzA_Netzstabilitaetsanlagen13k.pdf?__blob=publicationFile&v=3.

/5/ Allemagne-Energies (2019) : « Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038 », https://allemagne-energies.com/2019/01/27/allemagne-une-sortie-du-charbon-preconisee-dici-2038/

 

Les gestionnaires des réseaux de transport publient le projet révisé du plan de développement des réseaux de transport à l´horizon de 2030

Bild1

Temps de lecture : 7 – 9 min

Les quatre gestionnaires des réseaux de transport (GRT) ont présenté mi-avril 2019 le projet révisé du plan de développement des réseaux de transport à l´horizon de 2030.

Suite au nouvel objectif d´une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation d´électricité d´ici 2030, les besoins d’extension des réseaux électriques de transport sont plus importants et plus chers que dans les évaluations antérieures. Ils passeront de 7 700 km à plus de 12 000 km selon le scénario retenu.  La capacité des tracés nord-sud à haute tension en courant continu sera augmentée à 12 GW. Les coûts totaux du projet révisé se situent maintenant entre 61 et 62,5  milliards d´Euros selon le scénario.

L’Agence Fédérale des Réseaux soumettra, après analyse des propositions des GRT, le plan de développement au gouvernement. Il servira de base à la programmation fédérale des besoins. Le projet de programmation fédérale sera ensuite soumis pour accord au parlement (Bundestag, Bundesrat)  courant 2019.  Après adoption, la programmation fédérale constitue la base pour le développement des réseaux de transport à l´ horizon 2030.

Scénarios énergétiques

Un cadre des scénarios d´approvisionnement et de consommation de l´électricité (voir tableau en annexe) fournit la base de planification du développement des réseaux de transport (terrestre et en mer).

En coordination avec l´Agence Fédérale des Réseaux, cinq scénarios ont été retenus : un scenario à court terme B 2025, trois scenarios à l´horizon de 2030 (A, B et C)  et un scenario à plus long terme à l’horizon 2035 /1/, /2/.

Tous les scenarios visent l´objectif d´une part de 65% des énergies renouvelables à la consommation de l´électricité à l´horizon 2030. Seule l’importance des différentes technologies des énergies renouvelables employées varie selon le scénario. De plus les scénarios se distinguent au niveau du degré d´innovation relative à la production centralisée et décentralisée, de leur utilisation dans les autres secteurs (électromobilité et pompes à chaleur ménagères) et du degré d´utilisation de stockage d´énergie et de management du réseau (Demand Side Management).

Un objectif du tournant énergétique de 2011 était la baisse de la consommation nationale de l´électricité d´au moins 25% d´ici 2050.  Pratiquement tous les scénarios 2030 partent de l´hypothèse d´une augmentation de la consommation nationale notamment en raison de l´utilisation accrue d´électricité dans les autres secteurs.

Les propositions récentes /3/ de la Commission Charbon (réduction à 17 GW de la capacité totale des centrales charbon et lignite d´ici 2030) correspondent au scenario C 2030 (17,1 GW).

Les scénarios 2030 visent un plafond d´émissions annuelles de CO2 de 184 Mt CO2 ce qui correspond à une réduction d´environ 50% par rapport à 1990 ( 366 Mt CO2).

Plan commun de développement des réseaux de transport

Le cadre des scenarios a permis aux quatre GRT d´établir un plan commun de développement des réseaux de transport distribué pour consultation aux acteurs du marché en février 2019.

Suite aux amendements, le projet révisé a été publié mi-avril 2019 /1/. Il confirme la programmation fédérale des besoins actuellement en vigueur (pour mémoire : la programmation fédérale actuelle de développement des réseaux de transport a déterminé 7700 km comme prioritaires) et préconise des mesures supplémentaires (nouvelles lignes et renforcement des lignes existantes).

Pour le scenario C 2030 à titre d´exemple, les GRT estiment que 1700 km de lignes nouvelles et 3250 km de renforcement des lignes existantes supplémentaires seraient nécessaires.

Dans tous les scenarios 2030, ils proposent la construction de deux nouvelles lignes à haute tension en courant continu d’une capacité cumulée de 4 GW sur une longueur d´environ 1160 km. Elles viendraient s’ajouter aux tracés nord – sud en courant continu déjà prévus. On passerait ainsi à un total de 12 GW et une longueur supérieur à 3600 km (voir figure 1).

NEP 2030_1
Figure 1 : Tracés nord – sud en courant continu (projet 2030) – nouveau tracé proposé en rouge

Les besoins totaux en lignes nouvelles et renforcement des lignes existantes passeront à 12090 km dans le scénario C 2030. Dans les autres scénarios, les besoins totaux varient légèrement entre 11480 km (A 2030) et 12670 km (B 2035).

Les coûts du scenario moyen B 2030 augmenteront à 61 milliards d´Euros par rapport aux 52 milliards d´Euros du premier projet 2030. Le coût du scenario C 2030 est évalué à 62,5  milliards d´Euros.

Motifs pour l´augmentation du besoin

La raison principale est la décision du gouvernement en 2018 d´augmenter l´objectif de la part d´énergies renouvelables à la consommation d´électricité à 65% d´ici 2030.

Malgré l´emploi de technologies innovantes, telles que le stockage d´énergie et le power-to-gaz, l´augmentation de la part des énergies renouvelables nécessite l´extension des réseaux électriques pour faire face à l´aggravation du déséquilibre dans la production d’électricité en Allemagne.  Tandis que la production dans le nord et l’est du pays équivaut pratiquement au double de la demande, il y a un déficit dans le sud et l’ouest,  où entre un quart et la moitié de la consommation annuelle d’électricité doit être assurée par des importations depuis d’autres régions ou des pays voisins. L’électricité éolienne produite dans le nord doit donc être amenée à des centres de consommation électrique dans le sud et dans l’ouest de l’Allemagne.

De plus la production aléatoire peut excéder pendant de nombreuses heures la consommation nationale, entrainant la nécessité d´exporter l´électricité en surplus.  Les scénarios 2030 partent de l´hypothèse d´un solde exportateur d´énergies renouvelables entre 44,4 et 75,6 TWh lissé sur l´année. L´Allemagne restera donc un fort exportateur d´électricité en Europe à l´horizon 2030. 

Evaluation de la stabilité du système électrique

Sur la base du scénario B 2035, les GRT ont évalué la stabilité du système électrique dans l´hypothèse d´une sortie complète des centrales à charbon et lignite.

Compte tenu du fait que ces centrales injectent aussi de la puissance réactive dans le réseau, leur arrêt nécessite de recourir à d’autres moyens de compensation. Les analyses ont montré un besoin important d´équipements de compensation de puissance réactive, compris entre 38,1 et 74,3 Gvar (Gigavoltampère réactive) selon le degré de réduction du couple charbon /lignite.

Absence d´une appréciation approfondie de la sécurité d´approvisionnement

Une appréciation approfondie de la sécurité d´approvisionnement ne fait pas partie du plan de développement des réseaux à l´horizon de 2030. Pour l´exemple, pour une consommation de pointe de 80 GW en cas de vague de froid décennale le scénario C 2030 prévoit une capacité pilotable de 80,7 GW composée de 69,1 GW de centrales conventionnelles, 5,6 GW d´hydroélectricité et 6 GW de biomasse. Des indisponibilités comme des arrêts de tranche ou des déficits hydrauliques n’ont pas été retenues. Pour assurer la sécurité d´approvisionnement il faut s´appuyer sur le Demand Side Management (une capacité de 6 GW d´effacement est envisagée) ou des importations des pays voisins.

Programmation fédérale des besoins

L’Agence Fédérale des Réseaux soumettra, après analyse des propositions des GRT, le plan de développement au gouvernement. Il servira de base à la programmation fédérale des besoins. Le projet de programmation fédérale sera ensuite soumis pour accord au parlement (Bundestag, Bundesrat)  courant 2019. Après adoption, la programmation fédérale des besoins constitue  la base pour le développement des réseaux de transport à l´ horizon 2030.

Le gouvernement est tenu de présenter tous les quatre ans au législateur la programmation des besoins des réseaux. La dernière version date de 2015.

Annexe : Scénarios pour le plan de développement des réseaux 2030 (édition 2019)

Tabelle

Références

/1/ Communiqué de presse du 15.04.2019 de TenneT, Amprion, 50Hertz, TransnetBW: „Übertragungsnetzbetreiber übergeben zweiten Entwurf des Netzentwicklungsplans 2030 (2019)“ https://www.tennet.eu/de/news/news/uebertragungsnetzbetreiber-uebergeben-zweiten-entwurf-des-netzentwicklungsplans-2030-2019/

/2/ GRT : « Zweiter Entwurf des NEP 2030 (2019) – Vorstellung der Ergebnisse », 30.4.2019, https://www.netzentwicklungsplan.de/sites/default/files/paragraphs-files/Dialogveranstaltung_Ergebnisse_NEP_2030_2019_2_Entwurf.pdf

/3/ Allemagne-Energies : « Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038 », https://allemagne-energies.com/2019/01/27/allemagne-une-sortie-du-charbon-preconisee-dici-2038/

Appel d´offres du photovoltaïque 2019 : les raisons possibles de la forte hausse de prix

Innogy

Temps de lecture : 3 min

  • L’Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur) a publié fin mars 2019 les résultats du 2e appel d’offres de 2019 pour des installations photovoltaïques de plus de 750 kW. Le prix moyen d´adjudication est en forte hausse par rapport à 2018 et la session précédente en 2019.
  • Le résultat de l´appel d’offres bi-technologies (éolien terrestre et solaire), publié le 18 avril 2019, confirme la tendance haussière du prix d´adjudication du photovoltaïque.

Le résultat du dernier appel d’offres pour le photovoltaïque /1/ sort de la tendance observée en 2017 et 2018 /2/. Sur l’ensemble des projets retenus, les prix d´adjudication s’étalaient de 39 €/MWh à 84 €/MWh. Le prix moyen pondéré est avec 65,9 €/MWh en forte hausse.

La figure 1 montre les résultats d´appels d´offres du photovoltaïque en 2017, 2018 et au premier semestre 2019.

resultats AO 2019
Figure 1 : Résultats d´appels d´offres du photovoltaïque en 2017, 2018 et au premier semestre 2019

Les raisons possibles de la forte hausse de prix

Il y avait plusieurs particularités lors du 2e appel d’offres de 2019 pour des installations photovoltaïques : il s´agit du premier appel d´offres supplémentaire (Sonderausschreibung) d´un volume de 500 MW pour atteindre les 65 % EnR en 2030. Les précédents appels d´offres avaient une puissance appelée moins importante, entre 175 et 200 MW.

Le montant d´adjudication maximal admis a été fixé à 89,1 €/MWh par l´Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur), donc une valeur relativement élevée pour un volume si important.

De nombreux projets de champs photovoltaïques en Bavière  ont été exclus de l´appel d´offres, compte tenu du fait que la Bavière avait déjà dépassé son quota. De plus de nombreux projets (~ 200 MW) ont dû être exclus pour vice de forme.

La forte hausse du prix s´explique par des effets d’aubaine compte tenu du volume et un plafond de prix élevé, et l´exclusion de certains concurrents, notamment en Bavière.

Le résultat de l´appel d’offres bi-technologies 2019 confirme la tendance haussière du prix

L’Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur) a publié mi-avril 2019 /3/ le résultat de l´appel d’offres bi-technologies combinant solaire et éolien terrestre. Il s´agit du 3e appel d’offres de ce type. Dans les deux sessions précédentes, l´éolien terrestre n’a pas reçu l’adjudication. Cette fois ci aucune offre n’a été soumise pour l’éolien terrestre. Donc le volume total attribué de 210,8 MW pour une cible de 200 MW a été entièrement octroyé au photovoltaïque.

La fourchette des prix s’étend de 45 €/MWh à 61 €/MWh. Le prix moyen pondéré d´adjudication s’affiche à 56,60 €/MWh, donc en légère hausse comparé au prix moyen de 52,70 €/MWh lors du précédent appel d’offres en novembre 2018 /2/.

Selon l´Agence Fédérale des Réseaux, ce résultat ne doit pas être considéré isolément mais en combinaison avec l´appel d´offres supplémentaire (Sonderausschreibung) d´un volume de 500 MW du mois précédent (voir plus haut) qui a déjà conduit à une forte hausse du montant d´adjudication.

Il faut attendre les résultats des prochains d´appels d´offres pour voir s´il s´agit d´une anomalie ou une tendance systématique.

Références

/1/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 28 mars 2019 : « Ergebnisse der Ausschreibung für Solaranlagen », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2019/20190328_Solar.html?nn=265778

/2/ Allemagne-energies 2018 : « Retour d´expérience des appels d´offres en 2017 et 2018 selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017) », https://allemagne-energies.com/2018/12/09/retour-dexperience-des-appels-doffres-en-2017-et-2018-selon-la-loi-sur-les-energies-renouvelables-de-2017-eeg-2017/)

/3/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 18 avril 2019 :  »  Ergebnisse der gemeinsamen Ausschreibungen nach dem EEG », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2019/20190418_Ausschreibungen.html?nn=265778

 

La Fédération allemande des industries de l’énergie et de l’eau (BDEW) demande des incitations à l’investissement pour la construction de nouvelles centrales moins émettrices en CO2

Temps de lecture : 3 – 4 min

Début avril 2019 la Fédération allemande des industries de l’énergie et de l’eau (BDEW) a publié ses prévisions sur le développement du parc des centrales conventionnelles à l´horizon 2023. La capacité du parc pourrait baisser à 67,3 GW contre 88,6 GW aujourd’hui. Des incitations à l´investissement pour la construction de nouvelles centrales seraient nécessaires pour faire face à des situations de pointe prévues à 81,8 GW au début des années 2020.

Le BDEW attire une fois plus l´attention sur l´érosion du parc thermique d´ici 2023 /1/ (voir aussi /3/ et /4/). Entre fin 2017 et mars 2019 la capacité totale du parc des centrales conventionnelles a diminué d´environ 2,8 GW à 88,6 GW. Malgré la mise en service prévue d´une nouvelle capacité de 4,6 GW de centrales à gaz, la capacité totale du parc pourrait tomber à 67,3 GW d´ici 2023 compte tenu de la mise hors service prévisionnelle d´environ 26 GW.

Selon le pronostic de l´agence fédérale des réseaux, la demande en situation de pointe pouvant atteindre 81,8 GW au début des années 2020, le parc conventionnel ne pourrait donc plus assurer l´équilibre offre – demande d´électricité. L´approche du BDEW ne tient pas compte des importations des pays voisins et des énergies renouvelables considérées comme peu fiables pour la gestion des périodes de pointe compte tenu du fait qu´une grande partie des 120 GW installés fin 2018 /5/ est intermittente (éolien, photovoltaïque).

La figure 1, extraite d´une présentation du BDEW lors de la foire de Hanovre 2019 /2/ montre le développement du parc conventionnel à l´horizon 2023.

KK Kapa_1
Figure 1 : Centrales conventionnelles – évolution du parc 2017 – 2023

La capacité prévisionnelle de 67,3 GW en 2023 suppose :

  • la construction d´une capacité de 4,6 GW de centrales à gaz,
  • le maintien – pour cause d´importance systémique – d´une capacité de 6,9 GW
  • la mise en œuvre par le gouvernement de la proposition de la commission gouvernementale aussi appelée « Commission charbon ». La Commission préconise l´arrêt d´une capacité d´au moins 12,6 GW, dont 7,7 GW de centrales à charbon et 4,9 GW de centrales à lignite d´ici 2022. Cela nécessiterait un arrêt supplémentaire d´une capacité de 6,7 GW en plus des arrêts déjà effectués en 2018 ou prévus jusqu`à 2022.

Malgré l´augmentation du prix de l´électricité sur le marché spot, les conditions financières pour la construction de nouvelles centrales à gaz ne sont pas réunies. Seuls 10 projets sont en construction dont tout juste 600 MW de centrales à gaz.

Parmi les nouvelles capacités à gaz prévues d´ici 2023, 960 MW seront des centrales de cogénération et 1200 MW (4 centrales à gaz à 300 MW) des centrales destinées à assurer, en cas de besoin, la sécurité d’approvisionnement en Allemagne du sud suite à l´arrêt définitif du nucléaire et au lent développement du réseau.

Pour garantir la construction des nouvelles centrales à gaz en temps voulu, le gouvernement allemand devrait mettre en place un cadre d’incitation à l’investissement selon le BDEW. L´Allemagne ne dispose pas d´un mécanisme de capacité, rémunérant les installations pour la capacité qu’elles mettent à disposition du marché. Actuellement l´agence fédérale des réseaux décide au cas par cas si une centrale a une importance systémique pour obtenir une rémunération complémentaire : ce qui ne donne pas de garanties suffisantes aux investisseurs.

Références

1/ BDEW (2019), communiqué de presse du 1.4.2019 :  „Neubau von CO2-armen Kraftwerkskapazitäten stockt – Nur 10 Kraftwerke im Bau“ (Kraftwerksliste), https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/neubau-von-co2-armen-kraftwerkskapazitaeten-stockt/

/2/ BDEW (2019), Foliensatz: Entwicklung der Stromerzeugung, des Stromverbrauchs und des Kraftwerkparks, https://www.bdew.de/media/documents/PI_20190401_Foliensatz-PK-Hannover.pdf

/3/ Allemagne-Energies (2018) : « Érosion des moyens de production pilotables dans l´Union Européenne », https://allemagne-energies.com/2018/09/01/erosion-des-moyens-de-production-pilotables-dans-lunion-europeenne/

/4/ Allemagne-Energies (2018) : « La capacité de production en pointe du parc allemand pourrait ne plus garantir la sécurité d’approvisionnement à partir de 2020 lors d’un hiver rigoureux (mise à jour du 24 avril 2018),  https://allemagne-energies.com/2018/01/26/la-capacite-de-production-en-pointe-du-parc-allemand-pourrait-ne-plus-garantir-la-securite-dapprovisionnement-a-partir-de-2020-lors-dun-hiver-rigoureux

/5/ Allemagne-Energies (2019) : « Le paysage énergétique allemand en 2018 », https://allemagne-energies.com/2019/01/07/le-paysage-energetique-allemand-en-2018/

 

Stockage d’énergie à sels fondus – une nouvelle affectation pour des centrales à charbon et lignite ?

Temps de lecture 4 – 6 minutes

  • L’Allemagne dispose d´une capacité d´environ 45 GW de centrales au charbon et au lignite /1/. La commission gouvernementale sur la sortie du charbon préconise la fermeture de 12,5 GW d’ici 2022 et la sortie progressive à l´horizon de 2038 /2/.
  • Au lieu de la déconstruction des centrales arrêtées, la question d´une nouvelle affectation dans le cadre de la transition énergétique se pose. Une idée est leur conversion en  dispositif de stockage d’énergie pour suppléer aux énergies renouvelables intermittentes.

RWE a annoncé l´étude d´une installation pilote en coopération avec le centre allemand pour l’aéronautique et l’astronautique (DLR) et l´université d´Aix-la-Chapelle ayant pour objectif la conversion d´une centrale à charbon en dispositif de stockage d´énergie dans des sels fondus  /3/, /4/.

L´idée d´un dispositif de stockage d’énergie à sels fondus n´est pas nouvelle et a été déjà étudiée dans le cadre de centrales thermiques solaires permettant de générer de l’électricité indépendamment du jour et de la nuit.

L´association d´un tel dispositif de stockage à une centrale à charbon permettrait l´utilisation de  l´infrastructure existante (turbo-alternateur, connexions au réseau) et le maintien du site en activité.

Principe de fonctionnement

La figure 1 schématise le détail de l’installation.

Figure 1_1
Figure 1 : Schéma de l´installation pilote d´un dispositif de stockage d´énergie dans des sels fondus (source RWE)

A l’intérieur d’un réservoir appelé réchauffeur électrique, la surproduction des éoliennes et du photovoltaïque est utilisée pour réchauffer à environ 600 °C un fluide caloporteur (les sels fondus) à l’aide de résistances.  Les sels fondus chauds sont ensuite transférés dans un réservoir calorifugé capable de contenir une grande quantité de sels fondus chauds. Lorsque cela est nécessaire, les sels fondus chauds passent par un échangeur thermique pour produire la vapeur nécessaire à la production d’électricité. Celle-ci meut le turboalternateur existant de la centrale à charbon. Les sels fondus retournent ensuite dans le réservoir froid (250 à 300°C) et le processus se répète en boucle fermée.

Perspectives

Le DLR considère /5/ que la conversion des centrales thermiques à flamme en dispositif de stockage d’énergie à sels fondus pourrait être un élément clé pour suppléer aux énergies renouvelables intermittentes dans un système énergétique avec une part importante de production d´électricité à partir d´éolien et de photovoltaïque.

Ce dispositif de stockage est particulièrement adapté au photovoltaïque compte tenu du cycle jour et nuit. La surproduction du photovoltaïque pendant la journée sera stockée sous forme de chaleur et retransformée dans la nuit en électricité. Une capacité de stockage de 6 à 18 heures serait suffisante. Dans des épisodes prolongés de production éolienne et solaire quasi nulle, le turboalternateur peut en cas de besoin être alimenté par la vapeur générée par du combustible fossile ou du gaz vert (biogaz ou power-to-gaz). Cela permettrait de réduire la capacité des centrales conventionnelles en backup.

Le rendement du système (transformation de l´électricité intermittente en électricité pilotable) est estimé à 40%.

La conversion d´une centrale à lignite en dispositif de stockage d´énergie permettrait une réduction significative des émissions CO2 d´environ 1150 gCO2/kWh à environ 60 gCO2/kWh.

En revanche le coût de production est estimé à environ 140 €/MWh donc un facteur 4 par rapport au cout de production actuel d´une centrale à lignite. La conversion d´une centrale n’a  finalement de sens sur le plan économique qu´en cas de modification des conditions réglementaires, par exemple l´interdiction de la production électrique à partir de charbon et lignite ou l´introduction d´une taxe carbone.

Projet d´installation pilote

L´installation pilote sera construite dans les bassins miniers de Rhénanie. Une capacité de stockage de 1 GWh est visée. La construction est prévue au début des années 2020.

L´installation pilote permet d’étudier les coûts d’exploitation et de maintenance associés à cette option technologique dans des conditions réelles d’exploitation.

Les travaux de planification de l´installation pilote sont subventionnés par le Land Rhénanie-Westphalie avec 2,9 M€.

Bibliographie

/1/ Bundesnetzagentur (2019) : Kraftwerksliste , 7.3.2019, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html

/2/ Allemagne-Energies (2019) : « Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038 », https://allemagne-energies.com/2019/01/27/allemagne-une-sortie-du-charbon-preconisee-dici-2038/

/3/  RWE (2019), communiqué de presse du 15.3.2019 :  « Wegweisendes Pilotprojekt: Im Rheinischen Revier entsteht ein Wärmespeicherkraftwerk », https://news.rwe.com/wegweisendes-pilotprojekt-im-rheinischen-revier-entsteht-ein-warmespeicherkraftwerk/

/4/ DLR (2019), communiqué de presse du 25.1.2019 : « Wärmespeicher – Ein sauberer Weg aus der Kohle? Drittes Leben für Kraftwerke », https://www.dlr.de/dlr/presse/desktopdefault.aspx/tabid-10172/213_read-31924/#/gallery/28300

/5/ DLR (2019) « Wärmespeicherkraftwerke – Positionspapier des DLR zum Umbau von Kohlekraftwerken auf einen CO2-neutralen Betrieb », 22.02.2019, https://www.dlr.de/dlr/Portaldata/1/Resources/documents/2019/DLR_Positionspapier_Waermespeicherkraftwerke.pdf

La valeur de l’immobilier d’habitation réduite par l´implantation voisine d´un parc éolien ?

Temps de lecture 2 – 3 minutes

  • Une étude du RWI (Leibniz-Institut für Wirtschaftsforschung) arrive à la conclusion que la présence d’un parc éolien aurait un impact  important sur la valeur de l’immobilier dans les espaces ruraux.
  • La Fédération de l´Energie Eolienne met en cause l´étude du RWI.

WKA immo

En Allemagne la spécification de la distance minimale entre éoliennes et habitations est du ressort des Länder. Chaque Land applique donc sa propre règle.  L´agence spécialisée « éolien terrestre » a publié un tableau de bord concernant les consignes de distance des Länder /1/. La distance minimale est située dans une fourchette de 400 à 1100 m ou fixée suite à l´examen au cas par cas (Einzelfallprüfung). Seule la Bavière applique la règle « 10H », soit une distance de l´habitation égale à dix fois la hauteur de l´ouvrage pales comprises.

Selon une étude de janvier 2019 du RWI  en coopération avec plusieurs universités /2/,  l’implantation d’un parc éolien aurait un impact sur la valeur de l’immobilier dans les espaces ruraux. En améliorant la méthode hédoniste, couramment utilisée pour l´évaluation d’un bien immobilier, les experts ont effectué un rapprochement entre presque 3 millions d’offres de vente d´immobilier d’habitation  entre 2007 et 2015 et les géo-données d´environ 27 000 éoliennes.

Notamment les maisons dans les espaces ruraux seraient affectées et perdraient jusqu´à 7,1% de leur valeur si la distance du parc éolien est inférieure à 1000 m. La perte de valeur des maisons plus âgées (construites avant 1949) peut atteindre 23%. L´effet décroit avec la distance et il est quasi nul à partir d´une distance de 8 à 9 km.

En revanche l´immobilier d’habitation en périphérie urbaine ne perd presque pas de valeur à cause de l’implantation d’un parc éolien au voisinage. La population urbaine semble mieux accoutumée à une vie dans un environnement industrialisé et dynamique.

Selon le quotidien national Die Welt /3/, la Fédération de l´énergie éolienne met en cause l´étude du RWI.  Selon elle, il n´y aurait pas d´impact sur la valeur immobilière.

Références

/1/ Fachagentur Windenergie an Land (2019), « Überblick zu den Abstandsempfehlungen zur Ausweisung von Windenergiegebieten in den Bundesländern », https://www.fachagentur-windenergie.de/fileadmin/files/PlanungGenehmigung/FA_Wind_Abstandsempfehlungen_Laender.pdf

/2/ RWI et al. (2019), Ruhr Economic Papers #791 : « Local Cost for Global Benefit:The Case of Wind Turbines », Janvier 2019,  https://www.rwi-essen.de/media/content/pages/publikationen/ruhr-economic-papers/rep_18_791.pdf

/3/ Die Welt (2019) : « Windkraftanlagen mindern den Wert von Immobilien », 20.1.2019, https://www.welt.de/finanzen/immobilien/article187341890/Immobilien-Windkraftanlagen-mindern-Wert-von-Haeusern-und-Wohnungen.html