Le paysage énergétique allemand en 2018

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Selon les statistiques provisoires /1/,/2/,/3/ et /5/, l’évolution énergétique en Allemagne sur 2018 se caractérise comme suit :

  • La consommation énergétique (énergie primaire) a baissé de 5% par rapport à 2017.
  • la production brute d´électricité s´élève à ~ 649 TWh, légèrement inférieure par rapport à 2017 (~ 654 TWh), la consommation d´électricité se maintient au niveau de 2017 (~ 599 TWh)
  • la part des filières renouvelables augmente de deux points à 35% de la production brute, leur capacité installée atteint 120 GW
  • la part de production à base des énergies fossiles (fioul, gaz, charbon et lignite) est en recul, la production du nucléaire se maintient au niveau de 2017 (~ 76 TWh )
  • Le solde exportateur est avec 50 TWh en léger recul par rapport à 2017 (55 TWh)
  • Les émissions de gaz à effet de serre sont en recul d´au moins 6%

Bien que les données citées en référence soient encore provisoires, elles permettent de faire une première constatation du paysage énergétique allemand en 2018

Consommation énergétique

Selon les calculs préliminaires /1/, la consommation d´énergie primaire a baissé de 5 % par rapport à l´année précédente à 308,1 Mtep (2017 : 324,3 Mtep) grâce à une réduction de la consommation d´énergies fossiles (fioul, gaz, charbon et lignite).

La baisse de la consommation d´énergie primaire s’explique par la hausse des prix des produits pétroliers, les températures particulièrement douces observées durant toute l’année et une amélioration de l’efficacité énergétique. De plus, les effets haussiers de la consommation énergétique tels que l´économie et la croissance démographique ont été négligeables.

Malgré le recul des énergies fossiles, 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).

fig 1energie primaire
Figure 1 : Consommation d´énergie primaire

Néanmoins, l´objectif de la transition énergétique de réduire la consommation d´énergie primaire à 271 Mtep d´ici 2020 (- 20% par rapport à 2008) ne sera très vraisemblablement pas atteint. Selon /6/ une réduction d´environ 11% d´ici 2020 parait vraisemblable.

Production et consommation d´électricité

Selon /2/, la production brute d’électricité allemande est avec 648,9 TWh en léger recul par rapport à 2017 (653,7 TWh). La consommation brute intérieure se maintient avec 598,9 TWh pratiquement au même niveau qu´en 2017 (598,7 TWh)

Les filières renouvelables progressent de 6 % à 228,7 TWh (2017 : 216,3 TWh) pour représenter 35,2 % (2017 : 33,1 %) de la production brute (voir figure 2) dont une très forte part de sources intermittentes (éolien et photovoltaïque).

Sous l´hypothèse que l´électricité produite à base d´énergies renouvelables est entièrement affectée à la consommation brute (599 TWh), leur part dépasse les 38% (2017 : 36,1%).

En citant une communication de Fraunhofer ISE /13/, la presse allemande affirme que la part des énergies renouvelables aurait été 40,4 % en 2018. En effet, si l´on utilise comme base de calcul la production nette injectée dans le réseau public (542,5 TWh) tout en supprimant l´autoproduction de l´industrie (environ 10 % de la production totale) et les pertes de réseau, on arrive à ce résultat. Cela revient à surévaluer systématiquement la part des énergies renouvelables en mettant leur production en rapport avec seulement une partie de la production totale /14/.

Le gouvernement allemand ne s´appuie pas sur les calculs de Fraunhofer ISE mais utilise comme objectif la part des énergies renouvelables à la consommation brute nationale.

Ce faisant, on utilise l´hypothèse que l´électricité produite à base d´énergies renouvelables est entièrement consommée en Allemagne et seule l´électricité produite à base de centrales conventionnelles est exportée. De facto, cela ne correspond pas à la réalité et donne l’impression d´une part des énergies renouvelables supérieure à la réalité.

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 nécessiterait encore une accélération du développement des énergies renouvelables /5/ .

fig 2 production electricite 2018
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2018 /1/

L´éolien terrestre apporte la plus grande contribution à la production brute avec 93,9 TWh,  représentant soit une augmentation d’environ 6,8 % par rapport à 2017 (87,9 TWh). Les bioénergies (biomasse, déchets) venant en second lieu avec 52 TWh (2017 : 51 TWh). Le photovoltaïque arrive à 46,3 TWh (2017 : 39,4 TWh) et connait avec 17,5% la croissance la plus forte. L´éolien offshore augmente de 9,6 % à 19,4 TWh (2017 : 17,7 TWh). Seule l´hydroélectricité, 16,9 TWh (2017 : 20,2 TWh), est en baisse de 16% pour cause de sécheresse persistante en 2018.

Le lignite se maintient avec 146,0 TWh presque au même niveau qu´en 2017 (148,4 TWh), en revanche la production à base de charbon marque une forte baisse (-11,3%) à 83 TWh ( 2017 : 93,6 TWh) notamment à cause de la hausse du prix du CO2 européen (prix 2018 : 15 €/t CO2 en moyen). La récente réforme du système d’échange de quotas d’émissions (ETS) semble montrer le premier effet.

L’électricité allemande reste très dépendante des combustibles fossiles (lignite, charbon, gaz et fioul) qui produisent pas loin de la moitié de l´électricité (voir tableau).

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Tableau : Production brute d´électricité [TWh] selon AG Energiebilanzen /2/
Mais contrairement aux idées reçues, la production à base de charbon et lignite est en baisse continue depuis plusieurs années et rattrapée par les énergies renouvelables en 2018 (voir figure 3).

fig 3 evolution production electricite 2009-2018
Figure 3 : Evolution de la production brute des différentes filières depuis 2009 /1/

Le nucléaire se maintient avec 76 TWh 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 avec 83 TWh en léger recul  (2017 : 87 TWh) notamment à cause d´une augmentation du prix d´importation du gaz.

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 – 3 % réalisé fin 2018, l’objectif de 2020 est bien loin (voir figure 4). Selon /6/, une réduction autour de 5% d´ici 2020 pourrait être atteinte.

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

Puissance installée

Selon /3/, la puissance installée des énergies renouvelables a augmenté de plus de 7 GW à 120 GW en 2018, dont 3,8 GW éolien et 3,4 GW photovoltaïque. Le parc d´énergies renouvelables fatales dépasse maintenant les 105 GW

Le parc conventionnel est en léger recul d´environ 2 GW notamment en raison de  l´arrêt définitif de la tranche B (1344 MWe) de la centrale nucléaire de Gundremmingen fin 2017 (voir figure 5)

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 50 TWh en légère baisse (2017 : 55 TWh). Au total l´Allemagne a exporté 81 TWh et importé 31 TWh. Il s´agit des échanges physiques. 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.

fig 6 solde echanges
Figure 6 : Export et import (échanges physiques) en TWh selon /1/

Evolution des prix spot et des prix négatifs

La hausse du prix du CO2 européen a conduit 2018 à une augmentation significative d´environ 30% du prix spot sur le marché /3/.

fig 7 prix spot 2011_2018
Figure 7 : Evolution des prix sur le marché spot (EEX) selon /7/ (2011-2017) et /3/ (2018)

Malgré l´augmentation du prix du CO2, les centrales à lignite restent de loin la forme la plus avantageuse de production d´électricité à base de combustible fossile (~ 22 €/MWh contre ~ 37 €/MWh pour une centrale à cycle combiné Gaz récente).

Les prix négatifs ont été introduits pour la première fois en 2008 à la bourse EPEX Spot pour inciter  la «flexibilisation » du système électrique identifiée comme un vecteur majeur de la réussite de la transition énergétique, notamment pour prendre en compte le caractère intermittent des énergies renouvelables. Les prix négatifs sont encore des épisodes relativement rares car il faut la survenue concomitante de  plusieurs facteurs. On observe principalement des prix négatifs lorsque les productions renouvelables fatales (éolien et solaire) couvrent une part importante de la consommation pendant les creux de consommation (nuit, jour férié, week-end…) en raison de capacités de production conventionnelles difficilement modulables.

Depuis 2015 le nombre de pas horaires avec des prix négatifs a fortement augmenté et reste élevé en 2018 (voir figure 8).

fig 8 prix negatif
Figure 8 : nombre de pas horaires (marché Day Ahead) et quarts d´heures (marché Intraday) à la bourse EPEX spot selon /3/

Émissions de gaz à effet de serre

Selon les estimations /1/,/3/ et /11/, les émissions de gaz à effet de serre en 2018 sont  en recul d´au moins 6% (environ 50 Mt CO2éq) par rapport à 2017 principalement grâce à la baisse de la consommation énergétique (voir plus haut). Les émissions pourraient donc à nouveau augmenter en 2019 si la météo est moins clémente qu´en 2018.

Les émissions de la production d´électricité ont baissé d´environ 11 Mt CO2éq. La raison principale est la baisse de la production à base de charbon déjà mentionnée plus haut.

fig 9 emission 2018
Figure 9 : Évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an (données 1990 à 2017 selon /9/, estimation pour 2018 selon /1/, /3/ et /11/)

Néanmoins le mix électrique est encore très carboné, les émissions de CO2 du secteur électrique allemand atteignaient environ 490 gCO2 /kWh en 2017 /9/ soit une production électrique 9 fois plus émettrice qu’en France (53 gCO2/kWh produits selon /10/).

Selon les mesures phares de la transition énergétique, 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 entre 30% et 34 % pourrait être atteinte d´ici 2020 selon /5/. Le problème est notamment que les émissions des secteurs bâtiment, chaleur et refroidissement ainsi que le transport 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 a été mise en place en juin 2018 /8/ qui devait entre autres proposer en décembre 2018 des mesures pour réduire l´écart par rapport à l´objectif 2020, mais leur rapport a pris du retard.

Les émissions du secteur de l´électricité correspondent à un peu moins d´un tiers des émissions totales. La décarbonation du mix électrique nécessiterait la réduction et à terme l’abandon du charbon et lignite pour la production d’électricité.

La tache est difficile, alors que l´Allemagne perd déjà presque 12% de sa production d´électricité bas carbone d´ici fin 2022 avec la sortie du nucléaire. Malgré la baisse continue depuis plusieurs années de sa production, le couple charbon/lignite représente toujours une part de plus de 35%.

L´Allemagne prévoit de presque doubler la part actuelle des énergies renouvelables d´ici 2030 à 65% et mise notamment sur l´éolien et le photovoltaïque. Mais ces énergies fatales ne sont pas en mesure d´assurer à elles seules la sécurité de l´approvisionnement. En l´absence de solutions de stockage massif d´énergie, la variabilité de ces énergies fatales nécessite le maintien en backup des moyens pilotables adaptés aux variations rapides de la production comme les centrales à cycles combinés au gaz et des turbines à combustion et/ou l´ importation accrue d´électricité des pays voisins.  La mutualisation des moyens de secours entre plusieurs pays suppose une politique commune et des règles strictes sur le dimensionnement des moyens pilotables. Mais en dépit d’objectifs communs, chaque État continue de déterminer son propre mix /12/.

La commission citée plus haut a pour mission principale d’élaborer une stratégie, un calendrier et une date de sortie du charbon et lignite. Le rapport final est attendu pour février 2019.

Références

/1/        Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen, communiqué de presse N° 5/2018 du 19.12.2018 : « Energieverbrauch 2018 deutlich gesunken », http://www.ag-energiebilanzen.de/

/2/        Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (14.12.2018) . « Bruttostromerzeugung in Deutschland ab 1990 nach Energieträgern », http://www.ag-energiebilanzen.de/

/3/        Agora Energiewende (2019) : « Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018. Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2019. https://www.agora-energiewende.de/fileadmin2/Projekte/2018/Jahresauswertung_2018/125_Agora-JAW-2018_WEB.pdf

/4/        BMWi : « Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland », 12/2018, https://www.erneuerbare-energien.de/EE/Navigation/DE/Service/Erneuerbare_Energien_in_Zahlen/Zeitreihen/zeitreihen.html

/5/        BDEW , communiqué de presse du 13.12.2018: „Rekord: Erneuerbare decken 38 Prozent des Stromverbrauchs“, https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/rekord-erneuerbare-decken-38-prozent-des-stromverbrauchs/

/6/        Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) : « Wirkung der Maßnahmen der Bundesregierung innerhalb der Zielarchitektur zum Umbau der Energieversorgung » , Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, 13 juillet 2018, https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Studien/wirkung-der-massnahmen-der-bundesregierung-innerhalb-der-zielarchitektur-zum-umbau-der-energieversorgung.pdf?__blob=publicationFile&v=4

/7/        Bundesnetzagentur : Rapport Monitoring 2018, 21.11.2018, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2018/Monitoringbericht_Energie2018.pdf?__blob=publicationFile&v=3

/8/        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, 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/

/9/        Umweltbundesamt  (UBA), Treibhausgas-Emissionen, https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/treibhausgas-emissionen

/10/      RTE : Bilan électrique français 2017,  bilan-electrique-2017.rte-france.com

/11/      BDEW communiqué de presse du 19.12.2018, « CO2-Emission der Energiewirtschaft sinken 2018 um 11 Millionen Tonnen », https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/co2-emissionen-der-energiewirtschaft-sinken-2018-um-11-millionen-tonnen/

/12/      Dix associations professionnelles du secteur de l’électricité signent un appel commun pour assurer la sécurité d´approvisionnement en Europe, 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/

/13/      Fraunhofer ISE .  » Öffentliche Nettostromerzeugung in Deutschland 2018: Erneuerbare Energiequellen erreichen über 40 Prozent, 2.1.2019, https://www.ise.fraunhofer.de/de/presse-und-medien/news/2018/nettostromerzeugung-2018.html

/14/      Frankfurter Allgemeine Zeitung (FAZ)  : « Deutscher Ökostromanteil wird systematisch überschätzt » 3.1.2019, https://www.faz.net/aktuell/wirtschaft/deutscher-oekostromanteil-wird-systematisch-ueberschaetzt-15971115.html?service=printPreview

Part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité pour 2018

  • Selon un communiqué de la fédération allemande des entreprises de l’énergie BDEW /1/, les énergies renouvelables devraient atteindre 229 TWh en 2018 : une augmentation de 5% par rapport à 2017 (218 TWh) et plus de 38% de la consommation brute d´électricité de 599 TWh.
  • l´éolien terrestre devrait apporter la plus grande contribution avec pas loin de 94 TWh, soit une augmentation d’environ 6 % par rapport à 2017 (88,7 TWh)

Selon BDEW /1/ la production brute d´électricité atteindra 649 TWh en 2018 (2017 : 655 TWh) dont un solde d´export d´environ 50 TWh. La consommation brute intérieure serait par conséquent de 599 TWh (2017 : 600 TWh selon /2/). Sous l´hypothèse que les quelque 229 TWh produits à base d´énergies renouvelables sont entièrement attribués à la consommation brute, leur part dépasserait les 38% (2017 : 36%).

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Figure 1 : Prévision de la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité en 2018

L´éolien terrestre devrait apporter la plus grande contribution avec pas loin de 94 TWh  représentant une augmentation d’environ 6 % par rapport à 2017 (88,7 TWh). Les bioénergies (biomasse, déchets) venant en second lieu avec 52 TWh (2017 : 51,4 TWh). Le photovoltaïque  arrivera à plus de 46 TWh (2017 : 39,9 TWh) et connait avec 15% la croissance la plus forte. L´éolien offshore augmentera d´environ 9% à plus de 19 TWh (2017 : 17,9 TWh). Seule l´hydroélectricité, 17 TWh (2017 : 20,2 TWh), sera en baisse de 16% pour cause de sécheresse persistante en 2018.

Références

/1/ BDEW , communiqué de presse du 13.12.2018: „Rekord: Erneuerbare decken 38 Prozent des Stromverbrauchs“, https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/rekord-erneuerbare-decken-38-prozent-des-stromverbrauchs/

/2/ AGEB : « Bruttoerzeugung in Deutschland ab 1990 nach Energieträgern », 10/2018, https://www.ag-energiebilanzen.de/

Retour d´expérience des appels d´offres en 2017 et 2018 selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017)

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Suite à l’amendement à la loi sur les énergies renouvelables (EEG 2017), le tarif d´achat n’est plus fixé comme auparavant par l’État mais, depuis début 2017, par le biais d’appels d’offres /1/. Seules les petites installations, inférieures à 750 KW (pour photovoltaïque (PV) et éolien terrestre) et inférieures à 150 KW pour la biomasse, sont exemptes et continuent de recevoir un montant de soutien fixé par l´état. Bien entendu, la loi 2017 n´est pas rétroactive et les anciennes installations jouissent du maintien des droits acquis.

Ci-dessous le retour d´expérience des résultats des appels d´offres de 2017 et 2018 est exposé en s´appuyant notamment sur le dernier rapport monitoring 2018 de l´agence fédérale des réseaux /2/.

Résultats d´appels d´offres photovoltaïque

Trois appels d´offres par an ont été réalisés en 2017/2018 avec un volume de 200 MW  chaque fois, sauf les deux derniers appels d´offres en 2018 avec un volume de 182 MW.

Dans tous les appels d´offres, le volume offert a été largement sursouscrit. Le volume réel d´adjudication a varié entre 151 et 222 MW.

La pression concurrentielle a conduit à une baisse significative des tarifs d´achats dans les quatre premiers  appels d´offres. Lors des deux appels d´offre de juin et octobre 2018, les montants moyens d´adjudication ont légèrement augmenté (voir figure 1). Les régions de l´Allemagne de l´est et du sud ont obtenu la plupart des adjudications.

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Figure 1 : Résultats d´appels d´offres photovoltaïque en 2017 et 2018

Résultats d´appels d´offres éolien terrestre

En 2017 trois et en 2018 quatre d´appels d´offres d´un volume de 2,7 à 2,8 GW ont eu lieu.

Le volume des appels d´offre de 2017 a été largement sursouscrit. Plus de 90% des projets d´éolien terrestre ont été adjugés aux « sociétés citoyennes »  qui ont bénéficié d’ avantages considérables par rapport aux autres offrants /3/.

Le parlement a entériné une modification de la loi sur les énergies renouvelables en 2018 visant à abolir les privilèges des sociétés de citoyens sur les appels d´offres en 2018 et 2019. De plus l´agence fédérale des réseaux avait abaissé le montant maximal autorisé à 63 €/MWh pour 2018 (70 €/MWh en 2017).

Les résultats des quatre d´appels d´offres en 2018 ont été considérablement influencés par ces mesures : une intensité concurrentielle plus faible et notamment nettement moins d´adjudications aux « sociétés citoyennes ». Le volume mis aux enchères n´a pas été atteint, seuls 2342 MW au lieu des 2710 MW prévus ont été attribués malgré un montant moyen des adjudications plus élevé qu´en 2017. Le montant moyen d´adjudication a considérablement augmenté en 2018 et même dépassé le montant du premier appel d´offres en mai 2017 (voir figure 2).

Eolien terrestre resultats AO 2017_2018
Figure 2 : Résultats d´appels d´offres éolien terrestre en 2017 et 2018

Pour être complet, les montants d´adjudication des offres retenues se réfèrent à  un « site idéal » : 6,45 m/s à 100 m de hauteur (Referenzertragsmodell). Ensuite les montants sont multipliés par un facteur de qualité en fonction du site réel et du rendement du type d’éolienne prévue. Donc pour un site réel d´une qualité supérieure, le montant est multiplié par un facteur < 1  alors que pour un site réel de moindre qualité il est multiplié par un facteur > 1.

Résultats d´appels d´offres divers

Appels d´offres transfrontaliers pour des installations photovoltaïques au sol

Un appel d´offres transfrontalier a été lancé pour la première fois avec le Danemark en novembre 2016 pour un volume de 50 MW d’installations photovoltaïques au sol. Toutes les adjudications,  pour un montant moyen de 53,8 €/MWh, ont été attribuées aux projets au Danemark.

Appels d´offres éolien offshore

Tandis que les éoliennes offshore mises en service entre 2015 et 2020 bénéficient encore des tarifs de soutien très confortables fixés par l´État, pour tous les projets éoliens offshore pour lesquels la mise en service est prévue à partir de 2021 les appels d’offres sont devenus obligatoires /1/. Pour assurer une continuité du développement de l´éolien en mer, les appels d’offres en avril 2017 et avril 2018 d´un volume total de 3100 MW visaient les projets de parcs éoliens qui étaient déjà en cours de planification et de développement avant le 1er aout 2016. Au total 10 projets ont reçu une adjudication.

Avril 2017 Avril 2018
Volume attribué 1490 MW 1610 MW dont 500 MW en mer Baltique
Montant moyen de l´adjudication (€/MWh)* 4,4 46,6
Montant le plus bas retenu (€/MWh)* 0,00 0,00
Montant le plus élevé retenu (€/MWh)* 60,0 98,3

*) hors coûts de raccordement des éoliennes off-shore au réseau

Les offres les plus basses étaient 0,0 €/MWh. Le montant le plus élevé retenu était de 60,0 €/MWh en 2017 et de 98,3 €/MWh en 2018, ce qui conduit à un montant moyen de 4,4 €/MWh en 2017 et de 46,6 €/MWh en 2018. Les offres à 0 €/MWh étaient accueillies avec beaucoup d´étonnement et considérées comme une première mondiale. Les énergéticiens se passeront totalement des soutiens, leurs seuls revenus seront les recettes de vente au prix du marché. Pour plus d´explications voir /4/.

Il faut toutefois noter que les entreprises ne payeront pas les coûts de raccordement au réseau. Ces coûts sont supportés par les gestionnaires de réseaux et financés par le consommateur via le tarif d´utilisation du réseau.

Appel d´offres biomasse

L´agence fédérale des réseaux a procédé en 2017 et 2018 à un appel  d´offres par an. La spécificité des appels d´offres était la participation des installations déjà existantes dont la durée de soutien restante était inférieure à 8 ans.

Malgré cela les appels d´offres de 2017 et 2018 ont rencontré peu de succès auprès des soumissionnaires. Les volumes offerts par les soumissionnaires étaient nettement inférieurs aux volumes mis en adjudication : 40,9 MW pour 122 MW en 2017 et 89 MW pour 226 MW en 2018. Le volume finalement retenu par l´agence fédérale des réseaux était encore plus bas suite à l´exclusion de certaines offres en raison des erreurs formelles : 35,6 MW pour des nouvelles installations ≥ 150 kW et 68,4 MW pour des installations existantes.

Le montant moyen d´adjudication, pondéré en fonction des volumes, s´élève à 147,3 €/MWh. 

Appel d’offres bi-technologies combinant solaire et éolien terrestre

Répondant à un souhait de la commission européenne, l´agence fédérale des réseaux a  procédé à deux appels d´offres pilotes de 200 MW chacun en 2018, ouverts à des projets d’éoliennes terrestres et des installations solaires photovoltaïques au sol.

Une particularité des appels d´offres était l´application d´un malus dans des régions où la capacité des énergies renouvelables déjà installée dépassait la puissance maximale absorbable par les réseaux de distribution.

Lors du premier appel d´offres dont les résultats ont été publiés en avril 2018, seules des offres « photovoltaïque » d´un volume de 210 MW ont été retenues avec un montant moyen d´adjudication de 46,7 €/MWh. Les offres retenues varient entre 39,6 €/MWh et 57,6 €/MWh. En revanche aucune des 18 offres « éolien terrestre » n’a reçu l’adjudication.

Les résultats du deuxième appel d´ offres publiés en novembre 2018 sont également sans appel. A nouveau, seules des offres « photovoltaïque » ont été retenues pour un volume de 201 MW avec un montant moyen d´adjudication de 52,7 €/MWh. Les offres retenues varient entre 46,5 €/MWh et 57,9 €/MWh. Un seul projet éolien terrestre a été déposé mais n’a pas reçu l’adjudication.

En conclusion dans les deux appels d´offres de 2018,  les projets de centrales solaires photovoltaïques au sol se sont avérées plus compétitifs que les projets éoliens.

Une raison possible est la non-application du facteur de qualité en fonction du site réel et du rendement du type d’éolienne prévue comme dans les appels d´offres purement « éolien terrestre ».

Sans application du malus mentionné plus haut, seul un projet éolien de l´appel d´offres d´avril 2018 aurait eu une adjudication.

Conclusion

La figure 3 résume les résultats des appels d´offres 2017 et 2018. Les valeurs indiquées correspondent aux montants le plus bas et le plus élevé retenus pour chaque technologie. Pour la biomasse le montant moyen d´adjudication, pondérée en fonction des volumes 2017 et 2018, est indiqué.

resultats AO 2017_2018 valeur min max
Figure 3 : Résultats des appels d´offres 2017 et 2018 – Montants le plus bas et le plus élevés retenus

L´introduction des appels d´offres a eu un effet important sur le tarif de soutien des énergies renouvelables. Le solaire (photovoltaïque au sol) démontre sa compétitivité par rapport aux autres technologies et en particulier par rapport à l ´éolien terrestre. Les appels d´offres bi-technologies combinant solaire et éolien terrestre ont confirmé cette tendance.

L´abolition des privilèges des sociétés de citoyens pour l´éolien terrestre a réduit l´intensité concurrentielle et par conséquent augmenté le montant moyen d´adjudication en 2018. L´agence fédérale des réseaux a fixé le montant maximal autorisé à 62 €/MWh pour 2019 (63 €/MWh en 2018). L´objectif est d´inciter l´intensité concurrentielle et en même temps de fixer un plafond au montant d´adjudication /8/.

Par rapport aux tarifs de soutien très confortables fixés par l´État (tarif d´achat de départ de 139 à194 €/MWh) dont bénéficient les éoliennes offshore mises en service entre 2015 et 2020, les deux appels d´offres pour les projets éoliens offshore dont la mise en service est prévue à partir de 2021 ont conduit à une large gamme de tarifs de soutien retenus allant de 0 €/MWh à 98,3 €/MWh.

Les coûts de raccordement des éoliennes off-shore au réseau ne sont pas publiés officiellement par les gestionnaires de réseaux. Néanmoins, il existe des estimations. Selon une publication récente de OECD/NEA /5/ les coûts de raccordement moyens lissés sur plusieurs pays serait de 20 $/MWh (~ 18 €/MWh). Le Think Tank AGORA Energiewende évalue les coûts pour l´Allemagne à 30 €/MWh /6/.

Selon le bureau d´ingénierie Fichtner,  le coût total de raccordement du parc éolien DolWin3  (900 MW) en mer du nord serait de 1900 M€ /7/. Supposons un taux d´intérêt de 4% sur 20 ans, on obtient ainsi une annuité constante de 139,8 M€ par an soit environ 31 €/MWh pour le raccordement au réseau sous l´hypothèse de 5000 heures de fonctionnement à pleine charge.

La biomasse avec un montant moyen d´adjudication, pondérée en fonction des volumes 2017 et 2018 de 147,3 €/MWh est la plus couteuse. En revanche il s´agit d´un moyen pilotable contrairement aux énergies fatales (solaire et éolien) qui nécessitent toujours des technologies complémentaires soit le stockage d’électricité de masse, encore largement hors de portée, soit des capacités de centrales conventionnelles backup pour assurer la sécurité d´approvisionnement.

Donc pour une comparaison des coûts entre les moyens de production pilotables et de production intermittentes, il faut aussi tenir compte des coûts d´intégration au système électrique. Ce sujet dépasse le cadre de cet article. Pour plus d´information voir à titre d´exemple les publications /5/ et /6/.

Références

/1/ voir « Énergies renouvelables : de nombreux défis », chapitre  » Dispositifs de soutien EEG 2017″ , Énergies renouvelables : de nombreux défis

/2/ Bundesnetzagentur : Rapport Monitoring 2018, 21.11.2018, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2018/Monitoringbericht_Energie2018.pdf?__blob=publicationFile&v=3

/3/ voir BLOG « Retour d´expérience des appels d´offres d´éolien terrestre en 2017 », Retour d´expérience des appels d´offres de l´éolien terrestre en 2017 (Mise à jour du 8 juin 2018)

/4/ voir BLOG « Résultats du 2ème appel d´offres éolien mer en Allemagne – fin du tarif de soutien dans l´avenir ? », Résultats du 2ème appel d´offres éolien mer en Allemagne – fin du tarif de soutien dans l´avenir ?

/5/ OECD / Nuclear Energy Agency (NEA) : « The Full Costs of Electricity Provision – Extended Summary », Rapport N° 7437, 29.10.2018, http://www.oecd-nea.org/ndd/pubs/2018/7437-full-costs-sum-2018.pdf

/6/ AGORA Energiewende . « The Integration Costs of Wind and Solar Power – An Overview of the Debate on the Effects of Adding Wind and Solar Photovoltaic into Power Systems « , 12/2015, https://www.agora-energiewende.de/fileadmin2/Projekte/2014/integrationskosten-wind-pv/Agora_Integration_Cost_Wind_PV_web.pdf

/7/ Fichtner . « Beschleunigungs- und Kostensenkungspotenziale bei HGÜ – Offshore -Netzanbindungsprojekten », Juin 2016, https://www.offshore-stiftung.de/sites/offshorelink.de/files/documents/Studie_Beschleunigungs-%20und%20Kostensenkungspotenziale%20bei%20HG%C3%9C-Offshore-Netzanbindungsprojekten_Kurzfassung_0.pdf

/8/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 30.11.2018 : Höchstwert für Ausschreibungen für Wind an Land 2019 festgelegt », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2018/20181130_Ausschreibungen.pdf?__blob=publicationFile&v=2

 

Retour d´expérience du deuxième appel d’offres bi-technologies combinant solaire et éolien terrestre

  • Lors du premier appel d’offres bi-technologies en avril 2018, seules des offres « photovoltaïque »  ont été retenues pour  l’intégralité du volume de 210 MW /1/.
  • Ce scénario s´est reproduit au deuxième appel d´offres. Les projets photovoltaïques ont à nouveau remporté l’intégralité des 201 MW en jeu /2/.
  • Ces résultats rejoignent ceux de la France. Le ministère de la Transition écologique et solidaire a annoncé le 6.11.2018 avoir sélectionné les projets de centrales solaires photovoltaïques d´un volume de 200 MW, plus compétitifs que les projets éoliens déposés, dans le cadre de l’appel d’offres bi-technologies pour les énergies renouvelables /3/.

L’agence fédérale allemande des réseaux (Bundesnetzagentur) avait lancé, le 17 septembre, le 2° appel d’offres bi-technologies (éolien/solaire) pour une capacité totale de 200 MW/4/.

Les résultats publiés le 19.11.2018 sont sans appel. Seules des offres « photovoltaïque » ont été retenues pour un volume de 201 MW avec une valeur de référence moyenne de 5,27 c€/kWh. Un seul projet éolien a été déposé mais n’a pas reçu l’adjudication compte tenu du dépassement de la valeur de référence maximale autorisée de 8,75 c€/kWh /4/.

Les offres retenues varient entre 4,65 c€/kWh et 5,79 c€/kWh. Dix projets pour un volume total de 65 MW seront réalisés en Brandebourg. La valeur de référence moyenne du dernier appel d´offres bi-technologies en avril 2018 était avec 4,67 c€/kWh légèrement inférieure /1/.

Les projets lauréats de l´appel d’offres de novembre 2018 en France pour un volume de 200 MW  valoriseront l’électricité produite à une valeur de référence moyenne de 5,49 c€/kWh, donc légèrement plus élevée qu´en Allemagne.

Selon  M. François de Rugy, Ministre de la Transition écologique et solidaire, le résultat de l´appel d’offres démontre la nécessité de développer un mix électrique renouvelable équilibré et diversifié grâce à des appels d’offres permettant de jouer la complémentarité des énergies.

L´Allemagne avait prévu des appels d´offres bi-technologies deux fois par an, de façon expérimentale pour une puissance de 200 MW afin d’en identifier les bénéfices et les inconvénients. Les 2 appels d´offres réalisés en 2018 en Allemagne – comme celui en France –  peuvent être considérés dans les faits comme des appels d´offres pour des centrales solaires photovoltaïques.

Cela pose donc la question de la pertinence des appels d´offres bi-technologies.

Références

/1/ Retour d´expérience du premier appel d’offres combinant solaire et éolien, https://allemagne-energies.com/2018/04/13/retour-dexperience-du-premier-appel-doffres-combinant-solaire-et-eolien/

/2/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 19.11.2018 : « Ergebnisse der zweiten gemeinsamen Ausschreibung von Wind- und Solaranlagen », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2018/20181119_gema18-2.pdf;jsessionid=CABD208E9B5DB613ADFEF5D042EF1F11?__blob=publicationFile&v=2

/3/ Ministère de la Transition écologique et solidaire, communiqué de presse du 6.11.2018 :  « Appel d’offres mettant en concurrence les projets solaires et éoliens : François de Rugy désigne les lauréats pour 200MW de projets solaires », https://www.connaissancedesenergies.org/sites/default/files/pdf-actualites/2018.11.06_cp_fdr_appel_d_offre.pdf

/4/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 17.09.2018 :  « Bundesnetzagentur startet zweite gemeinsame Ausschreibungsrunde für Windenergieanlagen an Land und Solaranlagen », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2018/20180917_GEMA.pdf?__blob=publicationFile&v=2

Pronostic 2018 : forte baisse de la consommation énergétique en Allemagne (mise à jour du 16.11.2018)

  • La consommation énergétique en Allemagne sera en 2018 vraisemblablement inférieure de presque 5% à 2017.
  • Seules les énergies sans émissions de CO2 enregistrent des progressions. On peut ainsi attendre une baisse significative des émissions de gaz à effet de serre en 2018
  • la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité atteint 38 % dans les 9 premiers mois de 2018

AGEB (Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen) a publié le 31.10.2018 le bilan énergétique en Allemagne pour les premiers 3 trimestres 2018 /1/.

Selon les calculs préliminaires, la consommation d´énergie primaire a baissé de 5,3% dans les 9 premiers mois par rapport à la même période de l´année précédente à 224,3 Mtep grâce a une réduction de la consommation d´énergies fossiles. En revanche la consommation des énergies sans émissions de CO2 telles que les énergies renouvelables et le nucléaire a augmenté (voir figure 1).

La part du nucléaire à la consommation énergétique a augmenté de 4,9% dans les 9 premiers mois en raison de l´absence d’arrêts de tranche en 2018. La part des énergies renouvelables a augmenté de 3,1%. L´éolien affiche une hausse de 13% et le solaire de 14%. Les bioénergies sont restées au niveau de l’année précédente et l´hydraulique enregistre un recul de 10%.

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Figure 1 : évolution en pourcentage de la consommation d’énergie primaire sur les trimestres 1-3 2018 par rapport à la même période en 2017

Selon AGEB la consommation énergétique 2018 en Allemagne sera vraisemblablement, avec 307 Mtep*,  inférieure de  presque 5% à 2017 (322,8 Mtep*).

Pour les 9 premiers mois on obtient ainsi une réduction des émissions de gaz à effet de serre d´environ 7 % ce qui laisse attendre une baisse significative des émissions de gaz à effet de serre sur 2018.

Cette baisse de la consommation énergétique s’explique par la hausse des prix des produits pétroliers, des conditions météorologiques clémentes et une amélioration de l’efficacité énergétique. En revanche les effets haussiers de la consommation énergétique tels que l´économie et la croissance démographique ont été négligeables.

Pour mémoire : l´ objectif allemand de réduction de la consommation d’énergie primaire d´ici  2020 est de 276,6 Mtep selon le paquet énergie-climat 2020 de l´UE. L´objectif national est encore plus ambitieux : – 20% d´ici 2020 par rapport à 2008 ce qui correspond à 270,6 Mtep. Du point de vue actuel l’objectif ne serait pas atteint.

Selon la fédération des entreprises de l’énergie BDEW /2/,  la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité du 1er au 3e semestre 2018 atteint 38%, c´est-à-dire une augmentation de 3% par rapport à la même période de l´année précédente (voir figure 2). Raison principale : des conditions météorologiques très favorables pour l´éolien et le photovoltaïque. La production des centrales thermiques à flamme a été en net recul, seul le nucléaire a produit 2,6 TWh de plus par rapport à la même période de l´année précédente.

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Figure 2 : Contribution des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité dans les 9 premiers mois 2018

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* Les valeurs nationales diffèrent légèrement par rapport aux valeurs Eurostat

Références

/1/ AG Energiebilanzen,  communiqué de presse N° 4/2018 du 31.10.2018 : „Prognose: Energieverbrauch sinkt kräftig“,   https://ag-energiebilanzen.de/index.php?article_id=29&fileName=ageb_pressedienst_04_2018.pdf

/2/ BDEW, communiqué de presse du 2.11.2018 :  » Erneuerbare decken 38 Prozent des Stromverbrauchs », https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/erneuerbare-decken-38-prozent-des-stromverbrauchs/

Aix-la-Chapelle : Inauguration du chantier pour la première interconnexion électrique entre la Belgique et l’Allemagne ce mardi 30 octobre 2018

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Figure 1 : Premier coup de pelle dans la région d´Aix-la-Chapelle le 30 octobre 2018 pour la première interconnexion électrique entre la Belgique et l’Allemagne. Du gauche à droite : Dr. Klaus Kleinekorte, Directeur technique d´AMPRION; Armin Laschet, Ministre-Président de Rhénanie-Westphalie; Marcel Philipp, Maire d´Aix-la-Chapelle

  • le premier coup de pelle pour la nouvelle interconnexion entre la Belgique et l’Allemagne, appelé ALEGrO, a eu lieu dans la région d´Aix-la-Chapelle le 30 octobre 2018 /1/. En Belgique le premier coup de pelle a été déjà donné le 15 janvier 2018 /2/.
  • l´interconnexion électrique de 90 km en courant continu qui reliera la future station de conversion de Lixhe en Belgique à celle d’Oberzier (~ 30 km nord-est d´Aix-la-Chapelle) en Allemagne aura une capacité de 1000 MW et devrait être opérationnelle fin 2020
  • ALEGrO va permettre d’améliorer la sécurité d’approvisionnement en Belgique et dans la région d´Aix-la-Chapelle et Cologne

Si la Belgique a déjà des interconnexions électriques avec la France, les Pays-Bas et bientôt, le Royaume-Uni (projet NEMO /3/), il n’en existait jusqu’ici aucune avec l’Allemagne.

Le chantier destiné à créer la première interconnexion électrique entre la Belgique et l’Allemagne, qui devrait être opérationnelle fin 2020, a démarré mi-janvier 2018 en Belgique et fin octobre 2018 en Allemagne. Cette nouvelle liaison souterraine, appelé ALEGrO, est réalisée par le gestionnaire du réseau de transport d’électricité belge ELIA et son homologue allemand AMPRION.

ALEGrO utilisera la technologie du courant continu haute tension (HVDC). Les réseaux existants travaillant en courant alternatif, deux stations de conversion seront nécessaires et construites par Siemens. La liaison entre les stations de conversion est composée de deux câbles de 12 cm de diamètre, enterrés sur tout le tracé et donc sans aucun impact paysager.

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Figure 2 : Projet ALEGrO /2/

Avec une capacité de 1000 MW- l’équivalent de 10% de la consommation d’électricité moyenne en Belgique – ALEGrO va permettre d’augmenter les importations et les exportations d’électricité et d’améliorer la sécurité d’approvisionnement en Belgique et dans la région d´Aix-la-Chapelle et Cologne.

Le montant de l’investissement est estimé à 450 millions d’Euros répartis entre les deux  gestionnaires du réseau ELIA et AMPRION.

L´Union Européenne a retenu le projet ALEGrO sur la liste des projets prioritaires (PCI) dans le cadre du programme TEN-E (Trans – European Networks for Energy) /4/.

Références

/1/ Amprion , communiqué de presse du 30.10.2018  « Spatenstich für die erste Strombrücke nach Belgien », https://www.amprion.net/Presse/Presse-Detailseite_16576.html

/2/ ELIA , Projet ALEGrO, http://www.elia.be/fr/projets/projets-reseau/alegro/alegro-content

/3/ ELIA, Projet NEMO, http://www.elia.be/fr/projets/projets-reseau/Nemo

/4/ European Commission : Projects of Common Interest (PCI), https://ec.europa.eu/energy/en/topics/infrastructure/projects-common-interest

Allemagne : Pour la deuxième année consécutive, baisse en 2019 des charges de soutien aux énergies renouvelables, mais sans conséquence sur le prix de l’électricité

  • les charges de soutien aux énergies renouvelables baissent en 2019 de presque 6% à 64,05 €/MWh (2018 : 67,92 €/MWh) malgré une augmentation estimée de la production d´énergies renouvelables de 13 TWh à une production totale de 217 TWh
  • en revanche « Offshore-Haftungsumlage » (dédommagement des exploitants de parcs offshore non raccordés dans les temps) sera rebaptisé Offshore – Netzumlage (charge de soutien au développement des réseaux offshore) et augmente d´un facteur 10 à 4,16 €/MWh par rapport à 2018 (0,37 €/MWh). Cette nouvelle contribution fera dorénavant partie des taxes et contributions
  • la baisse des charges de soutien aux énergies renouvelables ne conduit pas à la baisse du prix de l´électricité. La réduction est compensée par l´augmentation d´une autre contribution, le soutien au développement des réseaux offshore. Le prix du kWh payé par le ménage allemand est actuellement parmi les plus chers d’Europe.

La baisse des charges de soutien aux énergies renouvelables de presque 6% à 64,05 €/MWh a été annoncée par le ministère fédéral  de l´économie et de l´énergie comme un « succès des réformes de la loi sur les énergies renouvelables » /1/.

Les charges réelles du soutien aux énergies renouvelables ont été estimées par les gestionnaires de réseaux à 70,17 €/MWh correspondant à la différence entre le prix obtenu sur le marché et le tarif de rachat garanti de 24,8 milliards d´Euros en 2019 /2/. L´augmentation du prix de l´électricité sur le marché a contribué à limiter les versements réels aux dispositifs de soutien aux énergies renouvelables, estimés à 27,3 milliards d´Euros en 2019.

Pour le calcul final des charges de soutien aux énergies renouvelables, on tient compte des provisions non utilisées sur le compte « EnR » et de la réserve de liquidité (Liquiditätsreserve).

Depuis 2012 la réserve de liquidité permet aux gestionnaires des réseaux d’amortir les fluctuations sur le compte « EnR » liées aux incertitudes sur les indemnités à payer aux exploitants d´énergies renouvelables dans l´année qui suit. Elle était fixée à 10% des charges de soutien aux énergies renouvelables. Les provisions non utilisées sont placées sur le compte « EnR » des gestionnaires de réseaux,  actuellement en positif de 3,65 milliards d´Euros.  La mise à zéro du compte « EnR »  et une réserve de liquidité fixée à seulement 6% au lieu de 10% des charges brutes en 2019 ont finalement permis de réduire les charges de soutien aux énergies renouvelables pour l´année 2019 à 64,05 €/MWh.

La figure 1 montre l´évolution des charges du soutien aux énergies renouvelables depuis 2010, lesquelles ont plus que triplé. Compte tenu de la garantie de 20 ans des tarifs de soutien accordés, les réformes de la loi sur les énergies renouvelables ont seulement pu freiner l’augmentation des charges de soutien. Dans les prochaines années il faut encore s’attendre à une augmentation jusqu’à environ 75 €/MWh. Les tarifs d’achat étant valables vingt ans, les premiers contrats arriveront à échéance à partir de 2021, ce qui « sortira » les anciennes installations, les plus coûteuses, de la contribution.  Selon le gouvernement /3/, presque 12000 éoliennes représentant une capacité installée d´environ 14 GW sortiront du mécanisme de soutien entre 2021 et 2025. Cet effet sera renforcé par les gains de compétitivité des futures installations renouvelables et la mise en place des appels d´offres pour les installations les plus importantes Une nette amélioration de la situation est en vue à partir de 2025/2030. Mais il ne faut pas oublier que le gouvernement allemand avait promis en 2011 que les charges de soutien ne dépasseraient pas les 35 €/MWh.

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Figure 1 : Évolution des charges du soutien aux énergies renouvelables entre 2010 et 2023

La figure 2 montre le calcul et la composition des charges de soutien aux énergies renouvelables en 2019. La baisse apparente des charges de soutien aux énergies renouvelables de presque 6% à 64,05 €/MWh  sera rendue possible grâce à la mise à zéro du compte « EnR » (équivalent à une minoration de charges de 10,35 €/MWh), à une réserve de liquidité de seulement 6% au lieu de 10% (équivalent à 4,23 €/MWh) et à l´augmentation du prix de vente de l´électricité sur le marché (45,6 €/MWh en 2019 au lieu de 38,43 €/MWh en 2018).

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Figure 2 : Calcul et composition des charges de soutien aux énergies renouvelables (EnR) en 2019

La baisse des charges de soutien aux énergies renouvelables n´a pratiquement aucun effet sur le niveau du prix de l´électricité pour les consommateurs non privilégiés selon la fédération allemande des entreprises de l’énergie BDEW /4/. La réduction de 3,87 €/MWh par rapport à 2018 est compensée par l´augmentation de 3,79 €/MWh des charges de soutien au développement des réseaux offshore.

Au premier semestre 2018 le ménage allemand « moyen » avec une consommation située entre 2500 kWh et 5000 kWh a payé 29,5 ct/kWh contre 17,5 ct/kWh en France selon Eurostat. Seuls les Danois payent leur électricité plus cher que les ménages allemands au sein de l’Union Européenne. Avec environ 54 %, la fiscalité représente la part la plus importante du prix de l´électricité en Allemagne.

Références

/1/ BMWi, communiqué de presse du 15.10.2018  : « EEG-Umlage sinkt zum zweiten Mal in Folge », https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2018/20181015-eeg-umlage-sinkt-zum-zweiten-mal-in-folge.html

/2/ Plateforme d´information des 4 gestionnaires de réseaux en Allemagne, communiqué de presse du 15.10.2018 „EEG-Umlage für das Jahr 2019“, https://www.netztransparenz.de/EEG/EEG-Umlagen-Uebersicht/EEG-Umlage-2019

/3/ /40/ Bundestags-Drucksache 19/4196 du 10.09.2018, http://dipbt.bundestag.de/doc/btd/19/041/1904196.pdf

/4/ BDEW, communiqué de presse du 15. 10. 2018 « Trotz gesunkener EEG-Umlage keine Entlastung bei Strompreisen zu erwarten », https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/trotz-gesunkener-eeg-umlage-keine-entlastung-bei-strompreisen-zu-erwarten/

Dix associations professionnelles du secteur de l’électricité signent un appel commun pour assurer la sécurité d´approvisionnement en Europe

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L´appel commun a été signé le 9 octobre 2018 à Berlin lors de la conférence  » La capacité garantie en Europe », organisée par la fédération allemande des entreprises de l’énergie BDEW /1/. Pour la France, l’appel a été signé par l ’Union Française de l’Électricité (UFE).

Selon BDEW /2/, la conférence des associations professionnelles européennes du secteur de l’électricité a confirmé que sur la prochaine décennie l’Allemagne ne doit pas compter exclusivement sur les possibilités de secours inter-frontaliers pour assurer la sécurité d´approvisionnement lors des épisodes de faible production d´éolien et de photovoltaïque.

La réduction de la production à base de charbon doit être accompagnée de la mise à disposition de moyens capables de suppléer aux carences des énergies renouvelables intermittentes.

Les associations professionnelles du secteur de l’électricité constatent une même tendance dans de nombreux pays européens à réduire les capacités des centrales thermiques concomitamment au développement massif des énergies renouvelables intermittentes.

Les conditions du marché d´électricité  n´offrent pas actuellement de sécurité aux investisseurs pour encourager le remplacement des centrales à charbon par des centrales moins émettrices ou des accumulateurs d’énergie. 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.

Sur le même sujet voir aussi /3/.

Références

/1/ Joint appeal from energy industry and industry associations to secure the electricity supply in Europe, 9 octobre 2018, https://www.bdew.de/media/documents/181010_Joint_appeal_energy_industry_europe.pdf

/2/ BDEW, communiqué de presse du 10 octobre 2018 : « Gemeinsamer Appell von zehn Verbänden der europäischen Energiewirtschaft », https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/gemeinsamer-appell-von-zehn-verbaenden-der-europaeischen-energiewirtschaft/

/3/ Érosion des moyens de production pilotables dans l´Union Européenne

 

Selon la Cour des comptes allemande la transition énergétique est au bord de l’échec

  • Dans son rapport spécial, publié le 28.9.2018 /1/ et /2/, la Cour des comptes allemande critique vigoureusement la coordination et le pilotage de la transition énergétique par le Ministère fédéral de l´Economie et de l´Energie.
  • Les performances affichées de la transition énergétique divergent fortement des objectifs fixés. La plupart des objectifs principaux à l´horizon 2020 ne seront pas atteints.

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La critique de la Cour des comptes est sans appel. Le gouvernement serait au bord de l´échec avec ce grand projet de transformation socio-économique. Les énormes efforts et la lourde charge pour les citoyens et pour l´économie sont disproportionnés au vu des piètres résultats. Le gouvernement doit changer de cap pour que la transition énergétique puisse réussir.

Selon la Cour des comptes les résultats actuels sont plus que décevants. Aucun des objectifs énumérés ci-dessous ne sera atteint à l´horizon de 2020  (voir aussi /3/ et /4/).

  • L´objectif national de 40 % de réduction des émissions des gaz à effet de serre d’ici 2020 par rapport à 1990 (- 27,3% en 2016)
  • La réduction de la consommation d´énergie primaire de 20% par rapport à 2008 (-6,5% en 2016)
  • l´augmentation de la productivité énergétique (équivalent à la baisse d´intensité en France) de 2,1% par an (1,1% par an entre 2008 et 2016)
  • part des énergies renouvelables dans le secteur des transports de 10% (5,2% en 2016)

La transition énergétique a été décidée pour lutter contre le changement climatique mais l´Allemagne a perdu son rôle pionnier. Initialement le gouvernement allemand voulait apporter la preuve qu´un grand pays industriel peut transformer durablement son approvisionnement en énergie, et espérait ensuite faire des émules pour le « German Energiewende ».

L´Allemagne performe comparativement moins bien que d´autres pays européens. Le Forum économique mondial place l’Allemagne seulement à la 16e position du  ETI 2018 (Energy transition Index)  avec un top 10 exclusivement composé de pays européens, au premier rang desquels la Suède, la Norvège et la Suisse.  La France se positionne à la 9e place des pays les mieux préparés pour la transition énergétique globale.

Selon la Cour des comptes, le Ministère fédéral de l´Economie et de l´Energie n´assure pas une coordination et un pilotage suffisant du projet de la transition énergétique : en 5 ans le ministère n’a pas été capable de déterminer les actions nécessaires pour atteindre les objectifs principaux. Les observations de la Cour des comptes formulées dans son rapport de décembre 2016 /5/ n´ont pas été prises en compte.

Environ 675 personnes s´occupent à plein temps de la transition énergétique dans les différents ministères et administrations. Au niveau fédéral et des Länder, au moins 45 comités s´occupent de la transition énergétique. Mais il n´existe aucune coordination d´ensemble avec une responsabilité générale. Le gouvernement n´a formulé jusqu´à maintenant aucun objectif concernant les coûts du tournant énergétique, bien que la transition énergétique ait coûté 160 milliards d´Euros les derniers 5 ans. En 2017 les charges financières sont estimées à plus de 34 milliards d´Euros par la Cour des comptes dont 26,5 milliards d´Euros sont les charges payées par les consommateurs et 7,9 milliards d´euros des paiements et pertes de recettes de l´état.

La Cour des comptes suggère d´instituer un cadre juridique et des incitations économiques pour induire un comportement plus écologique. Il conviendrait par exemple de prévoir une taxe carbone à la place des diverses taxes et redevances actuelles.

Selon la Cour des comptes la transition énergétique est actuellement mal gérée. Le Ministère fédéral de l’Economie et de l’Energie se devrait d’apporter rapidement des améliorations significatives à la coordination et au pilotage de la transition énergétique.

Références

/1/ Bundesrechnungshof, communiqué de presse du 28.9.2018 : « Energiewende droht zu scheitern », https://www.bundesrechnungshof.de/de/veroeffentlichungen/sonderberichte/energiewende/2018-sonderbericht-energiewende

/2/ Bundesrechnungshof : Bericht nach § 99 BHO über die Koordination und Steuerung zur Umsetzung der Energiewende durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, 28.9.2018, https://www.bundesrechnungshof.de/de/veroeffentlichungen/sonderberichte/langfassungen-ab-2013/2018/2018-sonderbericht-koordination-und-steuerung-zur-umsetzung-der-energiewende-durch-das-bundesministerium-fuer-wirtschaft-und-energie-pdf

/3/ Le gouvernement allemand publie le 6ème rapport de suivi „transition énergétique“ (mise à jour du 17 août 2018)

/4/ Le baromètre 9/2018 de la transition énergétique de McKinsey : l´électromobilité constitue un défi considérable pour les réseaux de distribution

/5// Bundesrechnungshof : Bericht – Maßnahmen zur Umsetzung der Energiewende, 21.12.2016, https://www.bundesrechnungshof.de/de/veroeffentlichungen/beratungsberichte/langfassungen/langfassungen-2016/2016-bericht-massnahmen-zur-umsetzung-der-energiewende-durch-das-bundesministerium-fuer-wirtschaft-und-energie-schwerpunkt-kapitel-0903-energie-und-klimafonds-pdf

Résultat de l´appel d´offres « Bioénergies » 2018

  • L´agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) a publié le 19.9.2018 /1/ les résultats de l´appel d´offres 2018 pour les bioénergies. Le montant moyen de l´adjudication était de 14,73 c€/kWh
  • Le volume attribué était avec 76,54 MW plus élevé qu´en 2017 (27,55 MW) mais nettement en-dessous du volume mis en adjudication de 225,8 MW

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Comme en 2017 l´appel d´offres 2018 pour les bioénergies a rencontré peu de succès auprès des soumissionnaires. Cela compromet l´extension programmée des bioénergies de 150 MW par an bien que les bioénergies soient considérées à coté de l´éolien et le photovoltaïque comme un pilier central des énergies renouvelables. Leur part à la production brute s´élevait à 7,8% (51,4 TWh) en 2017.

L´agence fédérale des réseaux a retenu 71 offres d´un volume total de 76,54 MW. Le volume offert par les soumissionnaires était nettement inférieur au volume mis en adjudication de 225,8 MW. Parmi les offres retenues, 13 concernent des installations nouvelles (29,5 MW) et les autres (47 MW)  des installations déjà existantes dont la durée de soutien restante était inférieure à 8 ans.  Le montant le plus bas de l´adjudication était de 10,0 c€/kWh, le montant moyen de 14,73 c€/kWh et le montant le plus élevé retenu de 16,73 c€/kWh. La plupart des offrants retenus reçoivent le montant le plus élevé fixé par l´agence fédérale des réseaux, c´est à dire 14,73 c€/kWh pour des nouvelles installations et 16,73 c€/kWh pour des installations existantes.

Selon la fédération allemande des entreprises de l’énergie BDEW /2/ il faudrait améliorer les conditions – cadres pour les bioénergies pour exploiter pleinement les volumes mis en adjudication.

Références

/1/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 19.9.2018 : Ergebnisse der Biomasseausschreibung 2018, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2018/20180919_Biomasse.html?nn=265778

/2/ BDEW : communiqué de presse du 20.9.2018 : »Stefan Kapferer zu den Ergebnissen der zweiten Ausschreibung für Biomasse », https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/stefan-kapferer-zu-den-ergebnissen-der-zweiten-ausschreibung-fuer-biomasse/