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).

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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.

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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

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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.

Ils proposent pour tous les scenarios 2030 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 de 3780 km (voir figure 1).

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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)

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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 du photovoltaïque /1/ sort de la tendance observée en 2017 et 2018 /2/. Sur l’ensemble des projets retenus, les prix s’étalaient de 39 €/MWh à 84 €/MWh. Le prix moyen d´adjudication 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.

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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 un volume moins important entre 150 et 220 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.

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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.

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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.

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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

Le Bundesrat souhaite interdire l’exportation d’assemblages combustibles vers les centrales nucléaires étrangères âgées et proches de la frontière

Bundesrat
Berlin – Siège du Conseil fédéral allemand dans l´ancienne Chambre des seigneurs de Prusse
  • Le Bundesrat (Conseil fédéral allemand représentant les 16 Länder allemands) s´est prononcé le 15. 2.2019 /1/ pour l´interdiction d´exporter des assemblages combustibles vers les centrales nucléaires étrangères âgées situées près de la frontière suite à une proposition de Bade-Wurtemberg, Rhénanie-Westphalie, Sarre et Rhénanie-Palatinat.
  • Il appartient maintenant au gouvernement allemand d´examiner la mise en œuvre juridique.

L´Allemagne ne se contente pas seulement de sortir du nucléaire d´ici 2022, mais s’immisce dans la politique énergétique des pays voisins dans le souci de protéger ses citoyens des centrales nucléaires âgées situées près de la frontière et considérées comme peu sûres.

La proposition de quatre Länder, entérinée le 15.2.2019 par le Bundesrat, contient entre autres les demandes suivantes /2/:

  • Le gouvernement allemand doit poursuivre les négociations avec les gouvernements de pays voisins pour que les centrales nucléaires à risque soient rapidement mises à l’arrêt définitif.
  • Le gouvernement allemand doit stopper les exportations des assemblages combustibles fabriqués en Allemagne vers les centrales nucléaires dont le niveau de sûreté est considéré comme insuffisant du point de vue allemand. Le Bundesrat demande au gouvernement allemand d´examiner rapidement la mise en œuvre juridique de cette interdiction et de présenter une solution respectant les contraintes juridiques européennes.
  • Le Bundesrat demande au gouvernement allemand de s´engager au niveau européen pour :
    • une limitation du temps du fonctionnement des centrales nucléaires en vue de réduire le nombre d´incidents liés à l´âge des réacteurs
    • la création d´un système de contrôle européen des centrales nucléaires y compris la mise en place de possibilités adéquates de surveillance et de sanctions

Les 4 Länder visent notamment les centrales de Cattenom, Doel et Fessenheim et demandent au gouvernement allemand de s´engager pour leur mise à l’ arrêt.

On attend les réactions du gouvernement allemand et des gouvernements des pays voisins concernés, sachant qu´à ce jour les grands scénarios mondiaux de décarbonation (OCDE, AIE et GIEC) prévoient une part importante de nucléaire en 2050.

NB : Cette interdiction d´exportation serait un coup dur pour le site de fabrication de combustible nucléaire à Lingen en Basse-Saxe (Allemagne du Nord). Depuis la décision de la sortie du nucléaire, la production de la succursale de Framatome /3/ dépend de plus en plus de l´exportation.

Références

/1/ Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft, Bade – Wurtemberg : « Bundesrat will Exportverbot von Kernbrennstoffen aus Deutschland in ältere grenznahe Atomkraftwerke, 15.2.2019, https://um.baden-wuerttemberg.de/de/service/presse/pressemitteilung/pid/bundesrat-will-exportverbot-von-kernbrennstoffen-aus-deutschland-in-aeltere-grenznahe-atomkraftwerke/

/2/ Bundesrat :  » Entschließung des Bundesrates zur Reduktion des von grenznahen Kernkraftwerken ausgehenden Risikos für die Bevölkerung in Deutschland », 15.2.2019, https://www.bundesrat.de/SharedDocs/drucksachen/2018/0501-0600/512-2-18.pdf?__blob=publicationFile&v=1

/3/ Framatome, Business Unit Combustible (Allemagne), http://www.framatome.com/FR/businessnews-185/areva-np-business-uit-combustible–le-site-de-lingen.html

Chiffres clés du climat 2018 : l´Allemagne atteindrait son objectif 2020 à seulement 80%

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  • Le rapport 2018 des « Chiffres clés du climat »  (Klimaschutzbericht 2018) confirme que seule une réduction de 32% de gaz à effet de serre (GES) au lieu de 40 % sera atteinte d´ici 2020 par rapport à 1990
  • L´ objectif 2020 de réduction de gaz à effet de serre, mesure phare du tournant énergétique, est donc hors de portée et serait atteint à seulement 80%

Le 6 février 2019, le gouvernement allemand a adopté le rapport 2018 des « Chiffres clés du climat » (Klimaschutzbericht 2018) /1/, /2/. Ce  rapport confirme la prévision du rapport précédent /3/ selon lequel l´Allemagne manquera son objectif de réduire ses émissions de GES de 40%  d’ici 2020 par rapport à 1990. Seule une réduction de 32% sera atteinte.

En 2017 la réduction réalisée était de 27,5% par rapport à 1990.  Des progrès sont encore prévus dans le secteur d´énergie grâce, entre autres, à la reforme du système d’échange de quotas d’émission de l’UE. Cependant  la hausse des émissions dans les secteurs du transport et du bâtiment annule cet effet.

Les mesures complémentaires décidées en 2014 /3/ n´ont pas produit le résultat souhaité. Les mesures adoptées à l´époque  n’économisent que 43 à 56 Mt CO2éq au lieu de 62 à 78 Mt CO2éq  initialement envisagés.

Le gouvernement vise maintenant une réduction des émissions de 55% par rapport à 1990 d´ici 2030. Il est prévu que le gouvernement mette tout en œuvre pour réduire encore l´écart par rapport à l´objectif 2020 et pour assurer que l’objectif 2030 soit atteint.

La « Commission Charbon » a émis récemment son rapport avec des propositions pour atteindre les objectifs en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 / 4/.

Références

/1/ BMU , communiqué de presse du 6 février 2019 : « Kabinett billigt Klimaschutzbericht 2018 », https://www.bmu.de/pressemitteilung/kabinett-billigt-klimaschutzbericht-2018/

/2/ BMU : « Klimaschutzbericht 2018 zum Aktionsprogramm Klimaschutz 2020 der Bundesregierung », 2019, https://www.bmu.de/download/klimaschutzbericht-2018/

/3/ Allemagne-Energies : « Chiffres clés du climat 2017 en Allemagne », 2018, https://allemagne-energies.com/2018/06/14/chiffres-cles-du-climat-2017-en-allemagne/

/4/ Allemagne-Energies : Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038, 2019, https://allemagne-energies.com/2019/01/27/allemagne-une-sortie-du-charbon-preconisee-dici-2038/

Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038

Temps de lecture 3 – 4 min

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Après des mois d’âpres négociations et une dernière séance marathon jusqu’à samedi 26.1.2019, la « Commission Charbon » préconise la sortie progressive des centrales au charbon et au lignite d´ici 2038 au plus tard pour atteindre les objectifs en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre. La décision finale sur la suite à donner sera prise par le gouvernement allemand très vraisemblablement courant 2019

La « Commission Croissance, Changement structurel et Emploi », également appelée « Commission Charbon » a été créée par le gouvernement allemand en juin 2018,  pour émettre des propositions sur la sortie progressive de la production d’électricité à base de charbon et de lignite (Allemagne-Energies 2018b).

Censés initialement rendre leurs conclusions en décembre 2018, les membres de cette Commission composée d’experts, de représentants des employeurs et salariés du secteur, et d’ONG de défense de l’environnement, sont finalement parvenus à un accord le 26.1.2019 après une dernière séance marathon.

En résumé, la Commission préconise  (BMWi 2019) :

  • Sortie progressive du charbon et du lignite pour produire de l’électricité d´ici 2038 (la date butée sera avancée à 2035 si les conditions le permettent, décision en 2032)
  • D’ici 2022 une capacité de 12,5 GW doit être fermée dont plusieurs centrales au lignite.
  • Jusqu’en 2030 suivront d’autres centrales et seule une capacité de 17 GW restera au réseau.

La Commission préconise d´évaluer régulièrement l’efficacité de la mise en œuvre des mesures et propose 2023, 2026 et 2029 comme échéances pour le réexamen. Une adaptation des mesures serait le cas échéant nécessaire en fonction des résultats de l’évaluation.

Le rapport de la Commission sera maintenant examiné par les « Länder » et le gouvernement allemand. La décision finale sur la suite à donner sera prise par le gouvernement allemand et aboutira à une loi. On s’attend à ce que le gouvernement se prononce courant 2019.

La sortie du charbon coutera des dizaines de milliards d´Euros

Compte tenu des dizaines de milliers d’emplois directement ou indirectement liés à la production de lignite et de charbon, la commission propose des aides fédérales aux régions charbonnières pour un montant total de 40 milliards d’euros au cours des 20 prochaines années.

La sortie accélérée du charbon conduirait à une augmentation significative du prix du kWh pour tous les consommateurs. A partir de 2023, une aide évaluée à 2 milliards d’Euros par an serait destinée à l´industrie et aux consommateurs affectés par la hausse des prix du kWh. Une réduction du tarif d´acheminement ou une mesure adéquate est envisagée.

De plus, les énergéticiens peuvent compter sur une indemnisation pour un arrêt prématuré de leurs centrales.

La sortie du charbon aggrave le désavantage de l´Allemagne pour l’industrie électro-intensive. Elle est actuellement protégée sous la forme d´un dégrèvement partiel du soutien aux énergies renouvelables et conserve un tarif compétitif ayant pour but de préserver la compétitivité internationale. La disposition arrive à échéance en 2020. Selon la Commission Charbon, le gouvernement devrait intervenir pour obtenir une prolongation auprès de la Commission européenne.

Impact sur le climat en Europe

Le grand nombre de quotas d’émission disponibles suite à la sortie prématurée de la production à base de charbon/lignite en Allemagne peut conduire à une distorsion du système d’échange de quotas d’émission de l’Union européenne (EU ETS). Pour obtenir une réduction des émissions de CO2 en Europe il faudrait empêcher l´achat des quotas libérés par d´autres entités opérant sur le marché du carbone. Une possibilité serait de retirer ces quotas d’émission du marché. Bien que cela conduise à une perte de recettes pour l´Allemagne, la proposition de la Commission charbon va dans ce sens.

Le casse-tête de la sécurité de l´approvisionnement

Fin 2018, l´Allemagne disposait d´une capacité de 45 GW de centrales au charbon et lignite ayant produit 229 TWh (35% de la production totale) et d´une capacité de 9,5 GW nucléaire ayant produit 76 TWh (12 % de la production totale ) en 2018 (Allemagne-Energies 2019).

Avec la sortie définitive du nucléaire programmée pour fin 2022 et la décision  d´arrêter en même temps une capacité de 12,5 GW de capacité charbon/lignite, l´Allemagne perd d´un coup 22 GW de moyens pilotables et d’ici 2030 encore 16 GW supplémentaires.

Le gouvernement vise une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation d´ici 2030 en s´appuyant notamment sur les énergies fatales. Mais en l’absence de moyens de stockage d´énergie appropriés, il ne s´agit pas d´un remplacement qualitativement comparable compte tenu de la volatilité de production des énergies fatales.

La fédération des entreprises de l’énergie BDEW salue les propositions de la Commission car elles offrent ainsi une sécurité de planification à long terme pour l´industrie (BDEW 2019).

Mais la fédération pointe le doigt sur le fait que la réduction des moyens pilotables d´ici 2022 nécessite des investissements rapides pour garantir la sécurité d´approvisionnement. Il faudrait remplacer en cas de nécessité les centrales à charbon et lignite par des centrales CCG et/ou la cogénération moins émettrices en CO2. Mais cela suppose la mise en place d’incitations efficaces en faveur d´investissements dans des nouvelles centrales.

Les quatre GRT allemands ont publié le 24.1.2019 les bilans prévisionnels de l’équilibre offre-demande 2017 – 2021 (GRT 2019). Ils utilisent une approche déterministe conservative et accordent une disponibilité  de 0% au photovoltaïque et de 1% à l´éolien pour la gestion des périodes de pointe pouvant atteindre une demande de ~ 82 GW en 2021. Avec cette hypothèse le pays pourrait déjà faire face à un déficit d’approvisionnement en électricité de 5,5 GW en 2021, hors importation. Le bilan des GRT ne tient pas encore compte des propositions de la Commission Charbon.

Certes, le bilan prévisionnel des GRT est une démarche théorique et suppose la simultanéité d’événements relativement improbables d´une situation de pointe combinée avec une production extrêmement faible d’énergies renouvelables et ne tient pas compte des importations possibles dans une situation difficile.  Mais dans de nombreux pays européens on constate actuellement une tendance identique à réduire les capacités des centrales thermiques concomitamment au développement massif des énergies renouvelables intermittentes.

A titre d´exemple, la France compte fermer d´ici 2022 les quatre centrales à charbon encore en fonctionnement (3 GW), selon le projet de la programmation pluriannuelle (MTES 2019). La feuille de route prévoit ensuite la fermeture de 14 réacteurs nucléaires (sur 58) d’ici 2035.

Ce n’est donc pas sans raison que 10 associations professionnelles du secteur de l’électricité ont lancé en octobre 2018 un appel commun pour assurer la sécurité d´approvisionnement en Europe (Allemagne-Energies 2018a). Si les gouvernements n’apportent pas de corrections, la solidarité actuelle entre les pays pour se secourir en situation de pointe extrême serait en péril d’ici quelques années.

Selon la Commission, la sortie de la production à base du charbon doit être menée en continuant à garantir le niveau de sécurité d’approvisionnement sans recours aux importations. En effet, malgré les possibilités de secours inter-frontaliers, la responsabilité pour la sécurité de l´approvisionnement est avant tout l´affaire de chaque pays. La politique énergétique des autres pays européens peut changer et l´évolution des capacités de production des pays voisin est difficile à apprécier.

Le dispositif des « capacités de réserve » est considéré comme approprié pour le maintien de la stabilité du système électrique. Pour mémoire ces centrales de réserve ne sont pas autorisées à participer au marché de production mais seront uniquement employées à la demande des gestionnaires de réseaux (Allemagne-Energies 2018c).

De plus, la Commission préconise le développement de la cogénération et l´accélération des procédures pour la construction des nouvelles centrales CCG.

Bibliographie

Allemagne-Energies (2018a) Dix associations professionnelles du secteur de l’électricité signent un appel commun pour assurer la sécurité d´approvisionnement en Europe. En ligne : https://allemagne-energies.com/2018/10/10/dix-associations-professionnelles-du-secteur-de-lelectricite-signent-un-appel-commun-pour-assurer-la-securite-dapprovisionnement-en-europe/.

Allemagne-Energies (2018b) Le gouvernement allemand crée une commission devant émettre des propositions pour la sortie progressive de la production d’électricité à base de charbon et de lignite. En ligne : https://allemagne-energies.com/2018/06/12/le-gouvernement-allemand-cree-une-commission-devant-emettre-des-propositions-pour-la-sortie-progressive-de-la-production-delectricite-a-base-de-charbon-et-de-lignite/.

Allemagne-Energies (2018c) 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. En ligne : https://allemagne-energies.com/2018/05/17/pour-les-hivers-2018-2019-et-2019-2020-lagence-federale-des-reseaux-evalue-a-66-gw-la-capacite-de-reserve-des-centrales-thermiques-a-flamme/.

Allemagne-Energies (2019) Le paysage énergétique allemand en 2018. En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/01/07/le-paysage-energetique-allemand-en-2018/.

BDEW (2019) Abschluss der Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung. Kommission schafft Planungssicherheit für Energiewirtschaft. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft. En ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/kommission-schafft-planungssicherheit-fuer-energiewirtschaft/.

BMWi (2019) Abschlussbericht. Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. En ligne : https://www.kommission-wsb.de/WSB/Redaktion/DE/Downloads/abschlussbericht-kommission-wachstum-strukturwandel-und-beschaeftigung.pdf?__blob=publicationFile&v=4.

GRT (2019) Leistungsbilanzbericht. Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2017-2021. Gestionnaires de réseau de transport allemand. En ligne : https://www.netztransparenz.de/Weitere-Veroeffentlichungen/Leistungsbilanzbericht.

MTES (2019) Synthèse : Stratégie française pour l´énergie et le climat. Programmation pluriannuelle de l´énergie 2019-2023 et 2024-2028. Ministère de la Transition écologique et solidaire. En ligne : https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/sites/default/files/Synth%C3%A8se%20finale%20Projet%20de%20PPE.pdf.

 

 

Le paysage énergétique allemand en 2018 (mise à jour du 06.04.2019)

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Temps de lecture 15 min

Selon les dernières données statistiques, l’évolution énergétique en Allemagne sur 2018 se caractérise comme suit :

  • La consommation énergétique (énergie primaire) a baissé de 3,5% par rapport à 2017 et de 2,4% corrigée des aléas climatiques
  • la production brute d´électricité s´élève à ~ 647 TWh, légèrement inférieure par rapport à 2017 (~ 654 TWh), la consommation d´électricité recule à 596 TWh (2017 : 599 TWh)
  • la part des filières renouvelables augmente de deux pourcents à 35% (226 TWh) de la production brute, leur capacité installée atteint 120 GW
  • la part de production à partir des énergies fossiles (fioul, gaz, charbon et lignite) s´élève à ~ 48% moins trois pourcents par rapport à 2017 (~ 51% de la production brut)
  • la production du nucléaire se maintient au niveau de 2017 (~ 76 TWh ) malgré l´arrêt définitif de la tranche B (1344 MWe) de la centrale nucléaire de Gundremmingen fin 2017
  • Le solde exportateur (échanges physiques) est avec 51 TWh en léger recul par rapport à 2017 (55 TWh)
  • Selon les données provisoires, les émissions de gaz à effet de serre baissent de 4,5%

Consommation énergétique

Selon le rapport pour l´année 2018 de AG Energiebilanzen (AGEB 2019b), la consommation d´énergie primaire a reculé à 12.963 PJ, moins 3,5 % par rapport à l´année précédente (2017 : 13.440 PJ). La baisse de la consommation d´énergie primaire s’explique notamment par les températures particulièrement douces observées durant toute l’année. Avec 12,3%,  l’écart à la température moyenne a été important en 2018. La baisse de la consommation énergétique corrigée des aléas climatiques s´élève à 2,4%. D’autres effets sont l´ amélioration de l’efficacité énergétique et la hausse des prix de l’énergie.

Malgré un léger recul des énergies fossiles en 2018 (charbon, lignite et pétrole), elles couvrent presque 80 % de la consommation d´énergie primaire du pays, l’énergie nucléaire représente 6,4 % et les énergies renouvelables 14,0 % (voir figure 1).

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Figure 1 : Consommation d´énergie primaire

Néanmoins, l´objectif de la transition énergétique de réduire la consommation d´énergie primaire de 20% d´ici 2020 par rapport à 2008 ne sera très vraisemblablement pas atteint. Selon (BMWi 2018), une réduction d´environ 11% d´ici 2020 parait encore vraisemblable.

Production et consommation d´électricité

Selon le rapport pour l´année 2018 de l´AG Energiebilanzen (AGEB 2019a) la production brute d’électricité allemande, 646,8 TWh, est en léger recul par rapport à 2017 (653,6 TWh). La consommation intérieure brute recule à 595,6 TWh, moins 0,5% par rapport à 2017 (598,7 TWh)

Fig 2 production electricite 2018
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2018 (données entre parenthèses pour 2017)

Le tableau ci-dessous détaille l´évolution de la production brute d´électricité pour chaque filière en 2018 par rapport à 2017 (AGEB 2019a).

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Tableau : Production brute d´électricité 2017 et 2018

La production à partir du lignite recule légèrement, en revanche le charbon marque une forte baisse (-10,4%)  notamment à cause de l´arrêt d´une capacité de 879 MW, c´est-à dire environ 3% de la capacité totale installée.

Le nucléaire se maintient au même niveau qu´en 2017 grâce à une disponibilité accrue ayant compensé l´arrêt définitif de la tranche B (1344 MWe) de la centrale nucléaire de Gundremmingen fin 2017.

La production à base de gaz est en léger recul notamment à cause de l´augmentation de la part de production des énergies renouvelables.

Les filières renouvelables progressent de 4,7 % à 226,4 TWh (2017 : 216,2 TWh) pour représenter 35,0 % (2017 : 33,1 %) de la production brute. Les sources intermittentes (éolien et photovoltaïque) sont de loin le plus grand contributeur.  Le photovoltaïque connait la croissance la plus forte par rapport à 2017, suivi de l´éolien offshore. Seule l´hydroélectricité est en forte baisse pour cause de sécheresse persistante en 2018.

L’électricité allemande reste malgré tout très dépendante des combustibles fossiles (lignite, charbon, gaz et fioul) dont la part s´élève à ~ 48% de la production brute en recul de 3% par rapport à 2017 (~ 51%).

Mais malgré la dominance des énergies fossiles, la production à base de charbon et lignite est – contrairement aux idées reçues – en baisse continue depuis plusieurs années (voir figure 3) et a été presque rattrapée par les énergies renouvelables en 2018 (AGEB 2019b, 2019a).

Fig 3 evolution production electricite 2009-2018
Figure 3 : Evolution de la production brute des différentes filières depuis 2009

Surévaluation systématique de la part des énergies renouvelables  

Selon Fraunhofer ISE (Fraunhofer ISE 2019), la part des énergies renouvelables aurait dépassé les 40 % en 2018. En effet, si l´on utilise comme base de calcul la part de production nette injectée dans le réseau public (542,5 TWh), au lieu de la production nette totale de 612,6 TWh (AGEB 2019b) tout en supprimant l´autoproduction de l´industrie on arrive à ce résultat.

Le gouvernement allemand utilise comme objectif la part des énergies renouvelables à la consommation brute nationale. Ce faisant, on utilise l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement consommée en Allemagne et seule l´électricité produite à base de centrales conventionnelles est exportée.

De facto, ces calculs ne correspondent pas à la réalité et reviennent à surévaluer systématiquement la part des énergies renouvelables (FAZ 2019).

Sous l´hypothèse du gouvernement allemand que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement affectée à la consommation intérieure brute (~ 596 TWh), leur part arrive à 38 % (2017 : 36,1%).  L´objectif 2020 du gouvernement d´une part de 35% à la consommation brute étant déjà dépassé, le nouvel objectif est maintenant une part de 65 % d´ici 2030, ce qui nécessiterait encore une accélération du développement des énergies renouvelables (BDEW et ZSW 2018).

L´objectif de réduction de la consommation de l´électricité hors de portée

Selon l’objectif de la transition énergétique, les allemands devraient réduire leur consommation d’électricité de 10 % d’ici 2020 par rapport à 2008. Après une baisse considérable lors de la crise économique en 2008/2009, la consommation a dépassé à nouveau les 600 TWh et stagne depuis autour de cette valeur. Avec seulement – 4 % réalisé fin 2018, l’objectif de 2020 est bien loin (voir figure 4). Selon (BMWi 2018), une réduction autour de 5% pourrait être atteinte d´ici 2020.

Le léger recul de la consommation d’électricité en 2018 est dû à la  concomitance  d’une météo clémente et d’un fléchissement conjoncturel dans l´industrie.

Fig 4 evolution conso electricite 2009-2018
Figure 4 : Evolution de la consommation brute d´électricité depuis 2008

Puissance installée

Selon (BNetzA 2019; BMWi 2019), la puissance installée des énergies renouvelables a augmenté d´environ 7 GW à 120 GW en 2018, dont 3,3 GW éolien et 3 GW photovoltaïque. Le parc d´énergies renouvelables intermittentes dépasse maintenant les 104 GW (voir figure 5).

Le parc conventionnel est en léger recul d´environ 2 GW en raison de l´arrêt définitif de la tranche nucléaire B (1,3 GW) de Gundremmingen et de l´arrêt d´une capacité de 0,9 GW à base de charbon (AGEB 2019b; BNetzA 2019; BMWi 2019)

Il faut toutefois noter que 81 GW (hors STEP) du parc conventionnel opèrent sur le marché de l’électricité. Environ 8,8 GW constituent une « réserve de sécurité » ou une « réserve des réseaux » donc ne fonctionnent qu´en situation exceptionnelle et environ 2,7 GW sont provisoirement fermés. Les 11,5 GW « hors réseau » sont répartis comme suit :  5,1 GW centrales à gaz, 4,6 GW centrales au lignite et au charbon et 1,8 GW centrales au fioul (BNetzA 2019).

Fig 5 Puissance installee 2017_2018_1
Figure 5: Puissance installée en 2017 et 2018

Échanges transfrontaliers d’électricité

En 2018, le solde exportateur est avec ~ 51 TWh en légère baisse (2017 : 55 TWh). Au total l´Allemagne a exporté 82,7 TWh et importé 31,5 TWh (AGEB 2019b). Il s´agit des échanges physiques et non pas des échanges commerciaux. Le solde est calculé par la différence entre l’énergie exportée et l’énergie importée aux frontières entre le réseau allemand et les pays frontaliers. Pour la plus grande part ce sont des flux en transit vers d´autres pays que les pays limitrophes et des flux en boucle résultant du déficit des lignes de transport en Allemagne.

Fig 6 solde echanges
Figure 6 : Export et import (échanges physiques) en TWh

Evolution des prix spot et des prix négatifs

La hausse du prix du CO2 européen et l´augmentation du coût de combustible ont conduit en 2018 à une augmentation significative d´environ 30% du prix spot sur le marché par rapport à 2017. La figure 7 montre l´évolution des prix (baseload) sur le marché spot (EEX) pour 2011-2017 selon (BNetzA 2018) et (Agora Energiewende 2019) pour 2018.

fig 7 prix spot 2011_2018
Figure 7 : Evolution des prix sur le marché spot (EEX)

Malgré l´augmentation du prix du CO2 (~ 22 €/t CO2  fin 2018) les centrales à lignite restent de loin la forme la plus avantageuse de production d´électricité à base de combustible fossile.

Depuis leur introduction à la bourse EPEX Spot en 2008, on observe des prix négatifs au marché spot. Il s´agit d’épisodes rares qui peuvent notamment survenir lors des creux de consommation en raison de capacités de production intermittentes (éolien, solaire). En Allemagne des prix négatifs sont principalement observés lorsque les énergies renouvelables fatales (éolien et solaire) couvrent une part importante de la consommation. Le nombre de pas horaires avec des prix négatifs en Allemagne a fortement augmenté depuis 2015 et reste élevé en 2018.  La figure 8 montre le nombre de pas horaires (marché Day Ahead) et quarts d´heures (marché Intraday) à la bourse EPEX spot selon (Agora Energiewende 2019).

fig 8 prix negatif
Figure 8 : nombre de pas horaires (marché Day Ahead) et quarts d´heures (marché Intraday) à la bourse EPEX Spot

Émissions de gaz à effet de serre

Selon les premières estimations de l´agence fédérale de l´environnement (BMU 2019), les émissions de gaz à effet de serre sont en recul d´environ 41 Mt CO2éq  par rapport à 2017, principalement grâce à la baisse de la consommation énergétique (voir plus haut). Les réductions les plus importantes ont été enregistrées dans le secteur de l´énergie et pour le ménages, seul  un léger recul dans le secteur des transports.

Les émissions de la production d´électricité ont baissé d´environ 12,5 Mt CO2éq  (AGEB 2019b; BDEW 2018).  La raison principale est la baisse de la production totale déjà mentionnée plus haut.

La figure 9 montre l´évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an (données 1990 à 2017 selon (UBA 2018), estimations pour 2018 selon (BMU 2019). En 2018 l´Allemagne a baissé ses émissions de 30,8 % par rapport à 1990.

Fig 9 emission 2018
Figure 9 : Évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an

Le mix électrique est néanmoins encore très carboné, le contenu carbone moyen du secteur électrique allemand atteignait 472 gCO2/kWh en 2018 (Agora Energiewende 2019) soit une combustion du combustible dans des centrales presque 12 fois plus émettrice qu’en France (40 gCO2/kWh en 2018 selon (OIE 2019)).

L’Allemagne prévoit de réduire ses émissions de gaz à effet de serre de 40 % d’ici 2020 par rapport à 1990. Cet objectif est hors de portée. Au mieux, une réduction de 32% pourrait être atteinte d´ici 2020 (Allemagne-Energies 2019a). Le problème est que les émissions des autres secteurs (chaleur et refroidissement, transports) ne baissent pas suffisamment.

Partant de la constatation qu’il n´est plus possible d’atteindre l´objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre, il est prévu de combler l´écart au mieux. Une commission gouvernementale, appelée « Commission Charbon », a émis fin janvier 2019 un rapport avec des propositions pour réduire l´écart par rapport à l´objectif 2020 et pour atteindre les objectifs en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 (Allemagne-Energies 2019b). Elle préconise une sortie progressive des centrales à charbon et au lignite d´ici 2038 et la fermeture d’ici 2022 d’une capacité de 12,5 GW.

Des risques en matière de sécurité d’approvisionnement dans l´avenir

L’Allemagne a décidé de sortir du nucléaire d´ici 2022; soit une perte sèche de 9,5 GW équivalent à 12 % de sa production d´électricité. A cela s´ajoutera – si le gouvernement allemand suit les recommandations de la Commission Charbon – la mise hors service de 12,5 GW de centrales à charbon et lignite. L´Allemagne perdrait donc d´un coup 22 GW de moyens pilotables d´ici fin 2022.

Les quatre grands gestionnaires de réseaux de transport allemands – les GRT – ont publié en  janvier 2019 les bilans prévisionnels de l’équilibre offre – demande 2017 à 2021 (GRT 2019).     En situation de pointe, le pays pourrait faire face à un déficit d’approvisionnement en électricité de 5,5 GW dès 2021, hors importation.

Le niveau de l’aide apportée par des pays voisins lors des situations de pointe dépend de leur propre situation d’équilibre offre-demande. Or on constate une même tendance dans de nombreux pays européens à réduire les capacités de moyens pilotables concomitamment au développement massif des énergies renouvelables intermittentes. En cas de défaut de moyens de production à l’échelle européenne, un pays en limite de sa capacité de production acceptera-t-il d´aider un autre qui serait plus touché ?

Ce n’est donc pas sans raison que 10 associations professionnelles du secteur de l’électricité ont lancé en octobre 2018 un appel commun pour que la politique s´occupe de la sécurité d´approvisionnement en Europe (Allemagne-Energies 2018). Si les gouvernements n’apportent pas de corrections, la solidarité actuelle entre les pays pour se secourir en situation de pointe extrême serait en péril d’ici quelques années.

Bibliographie

AGEB (2019a) Bruttostromerzeugung in Deutschland ab 1990 nach Energieträgern. Stand 06.03.2019. AG Energiebilanzen. En ligne : http://www.ag-energiebilanzen.de/.

AGEB (2019b) Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2018. AG Energiebilanzen. En ligne : http://www.ag-energiebilanzen.de/.

Agora Energiewende (2019) Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018. Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2019. Agora Energiewende. En ligne : https://www.agora-energiewende.de/fileadmin2/Projekte/2018/Jahresauswertung_2018/125_Agora-JAW-2018_WEB.pdf.

Allemagne-Energies (2018) Dix associations professionnelles du secteur de l’électricité signent un appel commun pour assurer la sécurité d´approvisionnement en Europe. En ligne : https://allemagne-energies.com/2018/10/10/dix-associations-professionnelles-du-secteur-de-lelectricite-signent-un-appel-commun-pour-assurer-la-securite-dapprovisionnement-en-europe/.

Allemagne-Energies (2019a) Chiffres clés du climat 2018 : l´Allemagne atteindrait son objectif 2020 à seulement 80%. En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/02/09/chiffres-cles-du-climat-2018-lallemagne-atteindrait-son-objectif-2020-a-seulement-80/.

Allemagne-Energies (2019b) Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038. En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/01/27/allemagne-une-sortie-du-charbon-preconisee-dici-2038/.

BDEW (2018) CO2-Emissionen der Energiewirtschaft sinken 2018 um 11 Millionen Tonnen. Communiqué de presse du 19.12.2018. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. En ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/co2-emissionen-der-energiewirtschaft-sinken-2018-um-11-millionen-tonnen/.

BDEW; ZSW (2018) Rekord: Erneuerbare decken 38 Prozent des Stromverbrauchs. Communiqué de presse du 13.12.2018. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V; Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg. En ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/rekord-erneuerbare-decken-38-prozent-des-stromverbrauchs/.

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Fraunhofer ISE (2019) Öffentliche Nettostromerzeugung in Deutschland 2018: Erneuerbare Energiequellen erreichen über 40 Prozent. Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme. En ligne : https://www.ise.fraunhofer.de/de/presse-und-medien/news/2018/nettostromerzeugung-2018.html.

GRT (2019) Leistungsbilanzbericht. Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2017-2021. Gestionnaires de réseau de transport allemand. En ligne : https://www.netztransparenz.de/Weitere-Veroeffentlichungen/Leistungsbilanzbericht.

OIE (2019) Fiche pédagogique. Contenu carbone des énergies. Observatoire de l´industrie électrique. En ligne : http://observatoire-electricite.fr/fiches-pedagogiques/article/contenu-carbone-des-energies.

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