Bilan 2019 de l´éolien en Allemagne

Temps de lecture : 7 min

20190218-enbw-innovation-3
Navire d’installation « Innovation », Source : Photo Rolf Otzipka, Siemens Gamesa et EnBW

Le bureau d´étude Deutsche WindGuard a publié récemment le bilan 2019 de l’éolien terrestre /1/ et de l’éolien en mer /2/ sur le territoire allemand. Le texte ci-dessous résume les points les plus importants.

Fin 2019, le parc éolien atteint en Allemagne une puissance de 61,4 GW raccordée au réseau, soit 53,9 GW d´éolien terrestre (29 456 éoliennes) et 7,5 GW d´éolien en mer (1469 éoliennes). La production brute totale s´élève à 128 TWh dont 103,7 TWh pour les éoliennes terrestres et 24,3 TWh pour les éoliennes en mer /3/.

Éolien terrestre

Au 31 décembre 2019, le parc éolien terrestre atteint en Allemagne une puissance raccordée de 53 912 MW, soit 29 456 éoliennes.

Au cours de l’année 2019, 325 installations éoliennes y compris le repowering de 50 installations représentant une puissance de 1078 MW ont été raccordées au réseau. En tenant compte du déclassement de 82 installations d’une puissance de 97 MW, le cumul net en 2019 s´élève à 243 installations éoliennes représentant au total 981 MW.

Il s´agit d´une des plus faibles augmentations annuelles de l’histoire du développement de l’énergie éolienne terrestre (voir figure 1). A titre de comparaison, entre 2009 et 2018 l’augmentation annuelle moyenne de la puissance a été de 3,1 GW.

Fig 1 Zubau 2019 Wind Land
Figure 1 Evolution de la puissance des éoliennes terrestres raccordées sur le territoire allemand selon /1/

Depuis 2018 on observe une baisse concernant les volumes offerts et attribués à l´éolien terrestre qui s´est intensifiée en 2019 /4 /. Malgré un volume des appels d’offres de 3 675 MW en 2019, seulement 50% soit 1846 MW ont reçu l´adjudication. Les volumes des appels d’offres non attribués en 2019 seront ajoutés au volume des appels d’offres dans les années suivantes. A moins que la situation ne s´améliore, l´objectif du gouvernement d´un doublement de la capacité de l´éolien terrestre à l´horizon 2030 pourrait être en danger.

Caractéristiques d’une éolienne terrestre en 2019

Des éoliennes terrestres d’une puissance moyenne de 3,3 MW ont été installées en Allemagne au cours de l’année 2019. Cela représente une augmentation de 3 % par rapport à l’année précédente. Le diamètre du rotor et la hauteur du moyeu ont également augmenté par rapport à l’année précédente. En moyenne, ces éoliennes ont un diamètre de rotor de 119 m, une hauteur du moyeu de 133 m et une hauteur totale de 193 m (voir figure 2). Le rapport entre la puissance nominale et la surface balayée par le rotor est avec 302 W/m² resté constant par rapport à 2018.

Fig 2 Anlagenkonfiguration
Figure 2 : Caractéristiques moyennes d’une éolienne terrestre en 2019

Répartition régionale des capacités de production éolienne

Dans le passé, le développement de l’énergie éolienne terrestre a eu lieu dans tous les Länder et régions d’Allemagne avec une intensité différente. Fin 2019, les régions côtières représentent environ 41 % de la puissance installée. Les régions du centre de l’Allemagne disposent des puissances installées les plus élevées, représentant environ 44% de la puissance totale raccordée en Allemagne. Les régions du sud de l´Allemagne disposent environ 15 % de la puissance totale raccordée.

Fig 3 Rapartition regions
Figure 3 : Répartition régionale de la puissance raccordée cumulée des éoliennes terrestres en 2019

Production en 2019

Selon les données préliminaires /3/, l’électricité produite par les éoliennes terrestres atteindra 104 TWh en 2019 (voir figure 4). Malgré le faible nombre des nouvelles installations en 2019, la production de l’année précédente a été dépassée de plus de 14 % (2018 : 91 TWh)

Le facteur de charge (nombre d’heures de fonctionnement par an) de l’éolien terrestre est estimé à 22% en 2019 sous l´hypothèse qu´une puissance moyenne de 53,4 GW était au réseau.

Fig 4 Production Wind Land 2019
Figure 4 Production mensuelle et cumulée des éoliennes terrestres en 2018 et 2019

Éolien en mer

Au 31 décembre 2019, le parc éolien en mer atteint une puissance raccordée de 7 516 MW, soit 1 469 éoliennes.

Au cours de l´année 2019, 160 éoliennes en mer d’une puissance totale de 1 111 MW ont été raccordées pour la première fois au réseau, dont environ les trois quarts au cours du second semestre.  En plus des installations déjà raccordées au réseau, 16 installations d’une puissance totale de 112 MW ont été achevées au cours de l’année mais pas encore raccordées au réseau en 2019. De plus 118 MW sont en construction.

Fig 5 Zubau offshore
Figure 5 : Evolution de la puissance des éoliennes en mer raccordées sur le territoire allemand selon /2/

Caractéristiques d’une éolienne en mer en 2019

La puissance nominale des éoliennes mises en service en 2019 varie de 6 MW à 8,4 MW, ce qui donne une puissance nominale moyenne de 6,9 MW. En moyenne, ces éoliennes ont un diamètre de rotor de 155 m et une hauteur de moyeu de 104 m. Par rapport à l’année précédente, l´éolienne moyenne de 2019 est donc inférieure d’environ 2% en termes de puissance, de diamètre du rotor et de hauteur du moyeu. Le rapport entre la puissance nominale et la surface balayée par le rotor s´élève en moyenne à 367 W/m² en 2019.

Toutes les fondations installées en 2019 sont des fondations dites à « monopieu ». Ces fondations restent donc le type dominant dans des zones où les fonds marins ne dépassent pas plus de 50 m de profondeur et constituent la base d’environ trois quarts de toutes les éoliennes en mer érigées sur le territoire allemand. En 2018 des fondations de type jacket à caisson de succion (suction bucket jackets) ont également été posées, par exemple sur le fond marin du parc éolien de Borkum Riffgrund 2. La structure de ce type de fondation s’intègre fermement au fond marin par succion, le besoin de recourir au battage est ainsi éliminé et le bruit lors de l’installation réduit /5/.

Les éoliennes entrées en service en 2019 sont situées à une profondeur moyenne de 36 m et se trouvent en moyenne à 88 km de la côte. Cela signifie qu’elles sont environ 1,8 fois plus éloignées de la côte que les éoliennes réalisées l’année précédente et qu’elles sont également situées dans des eaux qui sont un tiers plus profondes. 

Répartition des éoliennes en Mer du Nord et Mer Baltique

Fin 2019 la Mer du Nord dispose avec 6440 MW (1237 éoliennes) des puissances installées les plus élevées, représentant environ 86 % de la puissance totale raccordée en Allemagne. Le chiffre ne tient pas compte des 16 éoliennes (112 MW) qui sont achevées mais n´ont pas été raccordées au réseau en 2019 et des 118 MW en construction. La Mer Baltique dispose fin 2019 d´une puissance totale raccordée au réseau de 1076 MW (232 éoliennes).

Les projets d´éoliennes qui devraient être réalisés sur le territoire allemand de la Mer du Nord et de la Mer Baltique d’ici fin 2025 ont été déjà déterminés par des appels d’offres en 2017 et 2018. Un total de 3100 MW a reçu l´adjudication dont 733 MW sont attribués à la Mer Baltique et 2367 MW à la Mer du Nord.

Fig 6 Verteilung Nordse Ostsee
Figure 6 : Répartition des éoliennes en Mer du Nord et Mer Baltique

Production en 2019

Selon les données préliminaires /3/, l’électricité produite par les éoliennes en mer atteindra 24,3 TWh en 2019 (voir figure 7). Cela correspond à une augmentation d’environ 25% par rapport à l’année précédente (2018 :19,5 TWh).

En tenant compte du fait que trois quarts des nouvelles installations ont été  raccordés au réseau au cours du second semestre 2019, le facteur de charge (nombre d’heures de fonctionnement par an) de l’éolien en mer est estimé à plus de 40 % en 2019 sous l´hypothèse qu´une puissance moyenne de 6,9 GW était au réseau.

Fig 7 Production offshore 2019
Figure 7 Production mensuelle et cumulée des éoliennes en mer en 2018 et 2019

Références

/1/ Deutsche WindGuard (2020), Status des Windenergieausbaus an Land in Deutschland, Jahr 2019, En ligne : https://www.windguard.de/jahr-2019.html

/2/ Deutsche WindGuard (2020), Status des Offshore Windenergieausbaus in Deutschland, Jahr 2019, En ligne : https://www.windguard.de/jahr-2019.html

/3/ BDEW (2019) Stromerzeugung und – verbrauch in Deutschland, En ligne : https://www.bdew.de/media/documents/20191212-BRD_Stromerzeugung1991-2019.pdf

/4/ Allemagne-Energies (2020), Retour d´expérience des appels d´offres de 2017 à 2019 selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017), En ligne : https://allemagne-energies.com/2020/01/11/retour-dexperience-des-appels-doffres-de-2017-a-2019-selon-la-loi-sur-les-energies-renouvelables-de-2017-eeg-2017/

/5/ GeoSea (2018), Communiqué de presse du 2.8.2018, Le navire d’installation « Innovation » de GeoSea termine avec succès l’installation de 20 « suction bucket jackets »  à Borkum Riffgrund 2, En ligne : https://www.cfe.be/sites/default/files/cp_20180802.pdf

La sortie du charbon coûtera 50 Mrds d´Euros – le Conseil des ministres allemand approuve le projet de loi (Kohleausstiegsgesetz) le 29 janvier 2020

Temps de lecture : 15 min

Suite aux recommandations de la « Commission Charbon » de janvier 2019 /1/, le Conseil des ministres a adopté le 29 janvier 2020 le projet de loi (environ 200 pages) de sortie progressive des centrales à houille et à lignite et la modification d´autres lois associées /2/, /3/.

L’Allemagne vise un abandon de ces centrales au plus tard en 2038. Pour les centrales à lignite, le projet de loi contient un calendrier détaillé de fermeture (voir plus loin). Les exploitants reçoivent une indemnité de 4,35 milliards d’Euros pour les centrales mises hors service avant 2030.

Pour les centrales à houille et les centrales à lignite inférieures à 150 MW ne figurant pas dans le calendrier de fermeture, le projet de loi prévoit que les réductions de capacité seront mises en œuvre à l’aide d’enchères organisées entre 2020 et 2026. Le montant maximal de l´indemnité par MW est plafonné et dégressif pour inciter la soumission précoce des offres. À partir de 2027 il n’y aura plus d’appels d’offres, la capacité des centrales sera réduite par l´ordonnance sans compensation.

Les quotas d’émission disponibles suite à la sortie de la production à base de houille/lignite seront retirés du marché pour empêcher l´achat des quotas libérés par d´autres entités.

Selon le gouvernement allemand, les centrales de cogénération au gaz, moins émettrices en CO2, constitueront un élément important de la transition énergétique dans le secteur de l’électricité et de la chaleur. La loi sur la cogénération sera modifiée afin que leur contribution soit assurée et renforcée.

Pour les régions touchées par la fermeture des centrales et mines de lignite, le gouvernement  prévoit l’instauration d’un fonds d’indemnités pour les employés âgés d’au moins 58 ans qui perdent leur emploi. Les coûts de ce fond sont estimés à environ 5 milliards d´Euros.

Le Conseil des ministres avait déjà adopté fin août 2019 le projet de loi concernant les aides fédérales de 40 milliards d’Euros jusqu’en 2038 pour le soutien structurel des régions lignitifères /4/.

A quatre reprises  (2022 – 2026 – 2029 et 2032), le gouvernement fédéral examinera les effets de la fermeture des centrales à houille/lignite sur la sécurité d’approvisionnement et les prix de l’électricité. En 2026, 2029 et 2032, il sera également examiné si l´échéance pour la sortie finale pourrait être avancée de trois ans à fin 2035.

L’Agence fédérale des réseaux sera chargée de surveiller en continu à partir de 2021 que la sécurité de l’approvisionnement soit garantie.

L´entrée en vigueur de la loi est visée au premier semestre 2020. Comme toujours, la décision finale appartiendra au parlement (Bundestag) et à la chambre haute (Bundesrat). De plus la loi nécessite le feu vert de la Commission Européenne.

Mise en œuvre de la sortie progressive du charbon/lignite

Conformément aux préconisations de la commission charbon de janvier 2019, le projet de loi prévoit une sortie progressive des centrales à houille et à lignite d´ici 2038, avec deux étapes intermédiaires : réduction d´ici 2022 de la capacité des centrales au réseau à 30 GW (15 GW de lignite et 15 GW de houille), à 17 GW en 2030 (9 GW de lignite et 8 GW de houille) et à zéro GW au plus tard à la fin 2038 (voir figure 1)

Fig 1 Abschaltungszeitplan
Figure 1 Sortie progressive des centrales à houille et à lignite

Cela correspond à une mise hors service de presque 14 GW d´ici fin 2022 en plus du nucléaire. Il faut toutefois noter que seulement 38,5 GW opèrent actuellement sur le marché de l’électricité /5/. Environ 5,4 GW constituent soit une « réserve de sécurité » soit une « réserve de soutien du réseau » donc ne fonctionnent qu´en situation exceptionnelle ou sont provisoirement fermés. Donc la baisse de capacité du couple houille/lignite sur le marché de l’électricité serait en réalité de 8,5 GW.

Centrales à lignite

La base du calendrier de fermeture des centrales à lignite est un accord politique trouvé le 14 janvier 2020 avec les Länder les plus concernés (Brandebourg, Saxe, Saxe Anhalt et Rhénanie du Nord – Westphalie) et les principaux acteurs du secteur /6/.

La figure 2 montre le calendrier de fermeture des centrales annexé au projet de loi.

Fig 2 Tabelle Stillegungspfad BK_1
Figure 2 : calendrier de fermeture des centrales à lignite

Plus précisément, le calendrier prévoit d’abord l’arrêt de centrales en Rhénanie du Nord -Westphalie qui débutera fin 2020 avec la tranche Niederaußem D (~ 300 MWe) à proximité de la mine de lignite de Garzweiler, suivi de l´arrêt de 3 tranches (~ 910 MWe) fin 2021.  Les premières tranches en Allemagne de l’Est seront fermées à la fin de l’année 2028.

Centrales à houille

Entre 2020 et 2026, des appels d’offres seront lancés par l’Agence fédérale des Réseaux (BNetzA) pour des fermetures de centrales à houille. Pour 2020 un volume d´appel d’offres de 4 GW et pour 2021 de 1,5 GW de puissance nette est prévu. En contrepartie du déclassement, les exploitants recevront une compensation laquelle sera dégressive. Pour l’appel d’offres de 2020, le montant de soumission maximum est fixé à 165 T€/MW et à 155 T€/MW en 2021. D’ici 2026, le montant maximum tombera à 49 T€/MW. Avec un montant de compensation dégressif le gouvernement veut ainsi augmenter la pression sur les exploitants pour participer aux premiers tours.

Les appels d’offres prennent  également en compte les émissions de CO2 des centrales dans le but de déclasser dans un premier temps les centrales les plus polluantes.

Jusqu’en 2023, la participation aux appels d’offres est volontaire. Si le volume offert n´est pas atteint en raison de l´insuffisance des candidatures, les centrales à houille seront fermées par ordonnance à partir de 2024 avec la compensation en vigueur dans le but d´assurer la réduction de puissance selon l´objectif défini. A partir de 2027 la mise en arrêt aura lieu uniquement par ordonnance sans compensation.

Le règlement n’exclut pas que l’exploitant d´une centrale à houille utilise à l’avenir l’installation ou des parties de l’installation pour produire de l’électricité à partir d’autres sources d’énergie telles que la biomasse ou le gaz.

Malgré la gageure en termes de communication, la centrale à houille Datteln 4 (1100 MWe) au nord de Dortmund en Rhénanie du Nord-Westphalie sera mise en service /7/.

La  « Commission charbon » avait préconisé qu’une solution soit trouvée avec les exploitants afin que les centrales à houille en construction et n´étant pas encore en service ne puissent plus être raccordées au réseau.

Étant donné que l’autorisation de mise en service de Datteln 4 était déjà accordée en 2017 une décision contraire n’aurait été possible que moyennant le paiement d’énormes indemnités par l´État. Environ 1,5 milliards d’Euros ont été déjà investis par Uniper dans cette centrale.

Selon le ministère fédéral de l’économie et de l´énergie il semble donc plus logique de mettre d’abord hors service des centrales à houille plus anciennes et plus polluantes au lieu de la centrale de Datteln 4, une de centrales à houille les plus modernes et les plus efficaces en Europe.  Aucune émission supplémentaire de CO2 ne serait à prévoir selon le ministère fédéral. Pour compenser les émissions de Datteln 4 des appels d’offres spécifiques d´un volume d’un GW chacun seront lancés en 2023, 2024 et 2025 pour la mise hors service des centrales à houille plus anciennes.

Financement de la sortie des centrales à houille/lignite

La sortie du charbon coûtera environ 50 milliards d´Euros mais la facture pourrait encore gonfler.

Aides fédérales des régions touchées par la fermeture des centrales et mines de lignite

Selon /8/ l´emploi direct et indirect dans le secteur du lignite s’élève à 56 000 personnes dans toute l’Allemagne, dont près de 32 000 travaillent dans les régions lignifères.

Adopté par le Conseil des ministres fin août 2019/ 4 /, le projet de loi sur les aides fédérales vise un soutien structurel (Strukturstärkungsgesetz) de 40 milliards d’euros jusqu’en 2038 aux régions lignitifères de la Rhénanie du Nord -Westphalie, du Brandebourg, de la Saxe et de la Saxe-Anhalt en vue de la fermeture de leurs centrales et mines au lignite.

Un accord entre le gouvernement fédéral et les Länder réglementant la mise en œuvre est prévu en printemps 2020.

Instauration d’un fond d’indemnités par l´État pour les employés du secteur

Les employés âgés d’au moins 58 ans perdant leur emploi dans une centrale ou une mine à ciel ouvert à la suite de la fermeture peuvent recevoir une indemnité d’adaptation. Elle est versée à titre d’allocation de transition pendant cinq ans au maximum jusqu’à la retraite. Sous l´hypothèse d´une utilisation maximale, le coût ainsi que les prestations de retraite complémentaire pourraient s’élever jusqu’à 5 milliards d’Euros sur la période de 2020 à 2048.

Indemnités aux exploitants de centrales à houille/lignite

Pour la fermeture définitive avant 2030 des centrales au lignite de la figure 2, et après la conclusion d’un contrat de droit public ou la prise d’un décret, les exploitants percevraient une indemnité de 4,35 milliards d’Euros. Pour les centrales du bassin rhénan, une indemnité de 2,6 milliards d´Euros serait attribuée à RWE, exploitant de ces centrales. Une indemnité de 1,75 milliard d’Euros reviendrait aux centrales à lignite de Lusace (Allemagne de l’est). Ces centrales sont opérées par LEAG (Lausitz Energie AG) avec siège à Prague.

Les indemnités seraient payées sur 15 ans, à montant constant à compter de la date de la mise hors service ou fermeture définitive de la première tranche de l´exploitant.

Comme déjà mentionné plus haut les centrales à lignite inférieures à 150 MW ne figurant pas dans la liste (figure 2) sont exclues de l´indemnité de fermeture.

Les exploitants des petites centrales de lignite ont une possibilité de recevoir une compensation pour la fermeture définitive de leurs installations s’ils participent aux enchères organisées pour les centrales à houille.

Divers allègements financiers

La loi veut garantir que les prix de l’électricité restent abordables, même dans le contexte de l’abandon progressif de la production d’électricité à partir de houille et lignite. C’est pourquoi l´approvisionnement en électricité à un prix raisonnable est régulièrement contrôlé au moyen d’indicateurs.

Le cas échéant, des mesures appropriées seront prises et, si nécessaire, les appels d’offres pour la mise hors service des centrales à houille seront suspendus.

Une subvention des consommateurs au tarif d´utilisation du réseau serait possible à partir de 2023.

Les entreprises électro-intensives qui sont dans une situation de concurrence internationale peuvent recevoir une subvention annuelle appropriée à partir de 2023 pour les soulager de l’accroissement des coûts.

De plus le gouvernement avait déjà promis dans le cadre du programme de protection du climat 2030 / 9/ une baisse de la taxe de soutien aux énergies renouvelables (EEG-Umlage) payée par les consommateurs. Le principe : si les recettes provenant du prix carbone augmentent, le prix de l’électricité sera davantage réduit.

Impact sur le climat

Pour que la mesure de sortie prématurée de la production à base de houille/lignite en Allemagne ait également un effet positif sur l’Europe, la loi contient une disposition qui permet de retirer les quotas d’émission « libérés » du marché.  En effet, pour obtenir une réduction des émissions de CO2 en Europe il faudrait empêcher l´achat des quotas libérés par d´autres entités. La décision sur la suppression des certificats sera prise dès que possible après l´arrêt définitif de chaque centrale.

Quid de la sécurité d´approvisionnement ?

Deux piliers de la production d’électricité conventionnelle seront supprimés dans les années à venir avec l’abandon progressif de la production d’électricité à base de houille/lignite et du nucléaire.

L´Allemagne perd donc d´un coup plus de 20 GW de moyens pilotables d´ici fin 2022 y compris le nucléaire. A l´horizon 2038, donc en moins de 20 ans, il faudrait même remplacer plus de 50 GW des moyens pilotables par rapport à 2019, c´est-à-dire la moitié de la capacité conventionnelle actuelle.

Au cours de cette transformation, des défis majeurs se manifesteront pour le maintien de la sécurité d’approvisionnement en Allemagne et en Europe. La question est de savoir si l’Allemagne doit être en mesure de satisfaire ses besoins d´électricité dans toutes les situations qui se présentent et dans quelle mesure les importations en provenance de l’étranger peuvent être considérées comme sûres dans des situations critiques (par exemple, un épisode prolongé de production éolienne et solaire quasi nulle, combinée à une demande d´électricité accrue de fin d´automne ou en hiver).

L’Agence fédérale des réseaux sera chargée de surveiller en continu à partir de 2021 que la sécurité de l’approvisionnement soit garantie.

Si lors des 4 examens prévus par le gouvernement la réduction des capacités démontrait une incidence sur la sécurité d’approvisionnement, des mesures appropriées seraient immédiatement prises.

Une mesure pourrait, par exemple, être l’accroissement des réserves en immobilisant une capacité  supplémentaire de « réserve de sécurité » ou de « réserve de soutien du réseau ».

En outre, avant chaque appel d´offres, un contrôle sera effectué pour déterminer si le volume d´appel d’offres destiné à la fermeture est compatible avec la sécurité d’approvisionnement.

En dernier recours, la fermeture de centrales à houille pourrait être suspendue et partiellement ou totalement reportée.

Plusieurs centrales à houille produisent non seulement de l´électricité mais aussi de l´énergie pour le chauffage urbain des zones résidentielles avoisinantes. C´est pourquoi le gouvernement allemand veut modifier la loi sur la cogénération afin que leur contribution soit assurée et renforcée dans le secteur de l’électricité et de la chaleur.  Dans son communiqué de presse du 29.01.2020 /10/, la fédération allemande du secteur de l’énergie et de l’eau (BDEW) attire  l´attention sur le fait qu´il faudrait construire environ 17 GW de centrales à cogénération au gaz d´ici 2030 pour garantir la sécurité d´approvisionnement dans le secteur de l’électricité et de la chaleur.

Dans le projet révisé du plan de développement des réseaux de transport à l´horizon de 2030,  /11/, les gestionnaires des réseaux de transport (GRT) partent de l’hypothèse que la consommation d’électricité pourrait augmenter d’environ 100 TWh par rapport à 2019 et que la puissance de pointe pourrait passer de 82 actuellement à environ 100 GW en raison de nouveaux consommateurs tels que les véhicules électriques, les pompes à chaleur ou des installations « power-to-gas ».

Les GRT ont également identifié, suite à l´arrêt prévu des grandes unités de centrales conventionnelles, une demande de puissance réactive de 38 à 74 GVar d’ici 2030 /12/. Selon les  GRT il faudrait couvrir cette demande en construisant de nouveaux équipements tels que des condensateurs,  des FACTS et des compensateurs synchrones.

Selon le dernier rapport de 2019 du ministère de l´économie et de l´énergie  /13/, la sécurité d´approvisionnement ne serait pas en péril à l´horizon 2030.  L´Allemagne continuerait de bénéficier d’un très haut niveau de sécurité d’approvisionnement au niveau international. L´expertise tient compte de divers scénarios, tels que les différentes conditions météorologiques ou les effets des arrêts imprévus de centrales électriques, y compris la sortie progressive des centrales à charbon/lignite.

Malgré une réduction significative des moyens pilotables conventionnels (environ 80 à 90 GW) dans les pays voisins, le marché européen de l’électricité continuerait à garantir jusqu´à 2030 un degré élevé de sécurité d’approvisionnement et les consommateurs allemands seraient approvisionnés de manière fiable à tout moment.

Références

/1/ Allemagne-Energies (2019) : Allemagne : 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/

 /2/ BMWi (2020), Kabinett beschließt Kohleausstiegsgesetz, communiqué de presse du 29.1.2020, En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2020/20200129-kabinett-beschliesst-kohleausstiegsgesetz.html

/3/ BMWi (2020) Kohleausstieg und Strukturwandel, En ligne :https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Artikel/Wirtschaft/kohleausstieg-und-strukturwandel.html

/4/ Allemagne-Energies (2019) : Le Conseil des ministres allemand approuve le projet de loi sur les aides fédérales pour accompagner la sortie du charbon, En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/09/01/le-conseil-des-ministres-allemand-approuve-le-projet-de-loi-sur-les-aides-federales-pour-accompagner-la-sortie-du-charbon/

/5/ BNetzA (2019) : Kraftwerksliste, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html

/6/ BMWi (2020) communiqué de presse du 16. 01. 2020 , Bund-/Länder-Einigung zum Kohleausstieg, En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/B/bund-laender-einigung-zum-kohleausstieg.pdf?__blob=publicationFile&v=8

/7/ Allemagne-Energies (2019) La mise en service éventuelle d´une nouvelle centrale à charbon en Rhénanie-Westphalie est une pierre d’achoppement, En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/11/08/la-mise-en-service-eventuelle-dune-nouvelle-centrale-a-charbon-en-rhenanie-westphalie-est-une-pierre-dachoppement/

 /8/ RWI (2018) : Leibniz-Institut für Wirtschaftsforschung, Strukturdaten für die Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“, Projektbericht für das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi), Projektnummer 21/18, En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Studien/strukturdaten-der-kommission-wachstum-strukturwandel-und-beschaeftigung.pdf?__blob=publicationFile&v=4

/9/ Allemagne-Energies (2019) : Le parlement allemand adopte le programme de protection du climat 2030, En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/12/29/le-parlement-allemand-adopte-le-programme-de-protection-du-climat-2030

/10/ BDEW (2020), communiqué de presse du 29.1.2020 : BDEW zum Kohleausstiegsgesetz im Bundeskabinett: Geplante Regelungen zum Steinkohle-Ausstieg wären schwerer Schlag für Stadtwerke und Kommunen. Geplante Ausschreibungsmodalitäten würden insbesondere Stadtwerke in finanzielle Schieflage bringen / Bezahlbare und sichere Wärmeversorgung darf nicht gefährdet werden, En ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/geplante-regelungen-zum-steinkohle-ausstieg-schwerer-schlag-fuer-stadtwerke-und-kommunen/

/11/ BnetzA (2020), communiqué de presse du 17. 01. 2020, Bundesnetzagentur beteiligt Öffentlichkeit am Szenariorahmen Strom 2021-2035, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2020/20200117_Szenariorahmen.pdf?__blob=publicationFile&v=2

/12/ Netzentwicklungsplan Strom (2019), Bewertung der Systemstabilität, Begleitdokument zum Netzentwicklungsplan Strom 2030,Version 2019, zweiter Entwurf, En ligne : https://www.netzentwicklungsplan.de/sites/default/files/paragraphs-files/NEP_2030_V2019_2Entwurf_Systemstabilitaet_1.pdf

/13/ BMWi (2019) : Definition and monitoring of security of supply on the European electricity markets, Project No. 047/16, En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/EN/Publikationen/Studien/definition-and-monitoring-of-security-of-supply-on-the-european-electricity-markets-from-2017-to-2019.html

Allemagne – l´essentiel des résultats énergétiques 2019

(Texte mis à jour le 8.2.2020)

Temps de lecture 15 min

2019-02-04-fotoderwoche_1

Selon les données statistiques provisoires, les résultats énergétiques 2019 se résument comme suit :

  • La consommation énergétique (énergie primaire) baisse de 2,3 % par rapport à 2018 et de 3% corrigée des aléas climatiques
  • la production brute d´électricité s´élève à ~ 607 TWh, légèrement inférieure par rapport à 2018 (~ 636 TWh), la consommation nationale d´électricité recule à 571 TWh (2018 : 585 TWh)
  • la part des filières renouvelables augmente de cinq pourcents à plus de 40% (~ 244 TWh) de la production brute, leur capacité totale installée atteint les 125 GW
  • la part des énergies fossiles (fioul, gaz, charbon et lignite) de la production brute s´élève à ~ 48% moins trois pourcents par rapport à 2018
  • la production du nucléaire se maintient avec ~ 75 TWh presque au niveau de 2018 La tranche 2 (puissance électrique nette de 1402 MW) de la centrale nucléaire de Philippsburg a été arrêtée définitivement fin 2019 conformément à la loi atomique
  • Le solde exportateur est avec ~ 37 TWh en fort recul par rapport à 2018 (~ 51 TWh)
  • les émissions de gaz à effet de serre baissent de 6,4 % par rapport à 2018 à environ 811 Mt CO2éq selon les premières estimations, ce qui correspond à une baisse de 35% par rapport à 1990

Consommation énergétique

Selon AG Energiebilanzen /1/, la consommation d´énergie primaire recule à 12.815 PJ (306 Mtep), moins 2,3 % par rapport à l´année précédente (2018 : 13.115 PJ). La baisse de la consommation énergétique corrigée des aléas climatiques s´élève à plus de 3%.

La baisse de la consommation est entre autres due à des améliorations de l’efficacité et à une baisse conjoncturelle de la consommation d’énergie dans l’industrie. La consommation a été stimulée par les conditions météorologiques un peu plus fraîches et l’augmentation de la population. Toutefois, les facteurs d’augmentation étaient globalement nettement plus faibles que les facteurs de réduction de la consommation.

Les parts des différentes sources d’énergie dans le mix énergétique national ont évolué en 2019 par rapport à l’année précédente en faveur des énergies renouvelables et du gaz naturel. Les produits pétroliers ont également augmenté leur part. En revanche, des baisses importantes ont été enregistrées pour la houille et le lignite. Néanmoins plus de 78% de la consommation d’énergie primaire sont couverts par des combustibles fossiles. Les énergies renouvelables ont augmenté leur contribution à presque 15% et l’énergie nucléaire reste constante à 6,4 %.

Fig 1_Energie primaire
Figure 1 : Consommation d´énergie primaire /1/

Production et consommation d´électricité

Selon BDEW /3/ la production brute d’électricité est avec ~ 607 TWh, moins 4,5% par rapport à 2018 (~ 636 TWh). La production nette s´élève à ~ 577 TWh en 2019.

La consommation intérieure brute recule à 570,5 TWh, moins 2,4% par rapport à 2018 (584,5 TWh).

Fig 2_ Production electricite 2019
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2019 (données entre parenthèses pour 2018)

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

Fig Tableau 2018_2019
Tableau : Production et consommation d´électricité 2018 et 2019 selon /3/

La production des centrales au lignite a sensiblement diminué en raison de la sortie du marché et mise en « réserve de sécurité » des unités supplémentaires, de la réduction de la production dans la mine à ciel ouvert de Hambach, d’un nombre plus élevé d´arrêts de tranche par rapport à l’année précédente et de l’augmentation de la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables selon /1/.

La production d’électricité à partir de la houille a diminué de presque un tiers. L’augmentation du prix de la tonne de CO2 dans le système européen d’échange de quotas d’émission a affecté les coûts marginaux des centrales à charbon/lignite. De plus le faible prix du gaz naturel a fait en sorte que les centrales au charbon ont été de plus en plus remplacées par des centrales au gaz moins émettrices en CO2. La production d’électricité à partir de gaz naturel a augmenté de presque 11 points.

L’énergie nucléaire a enregistré un léger recul de la production d’environ 1 % par rapport à l’année précédente.

La part des énergies renouvelables à la production brute a dépassé les 40% notamment grâce à la progression de l’énergie éolienne et de l’hydroélectricité. Sous  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, la part des énergies renouvelables à la consommation finale brute a atteint presque 43%. La part élevée des énergies renouvelables a également été favorisée par une réduction significative de la consommation d’électricité. La consommation nationale était en 2019 au plus bas niveau des 20 dernières années. Les raisons ont été déjà évoquées plus haut au paragraphe « Consommation énergétique ».

Pour la première fois, la part des énergies bas carbone (énergies renouvelable et nucléaire) a dépassé les 50% dans le mix d´électricité en Allemagne. Mais ce ne sera pas pour longtemps, car la sortie définitive du nucléaire est programmée d´ici fin 2022. Même si d´ici là on arrivait à  suppléer par des renouvelables à la production d´environ 75 TWh nucléaire bas carbone restante, on ne serait pas plus avancé au niveau de la réduction des émissions CO2 dans le secteur électrique.

Contrairement aux idées reçues, la production à base de charbon et lignite est en baisse continue depuis 2015 et a été dépassée largement par les énergies renouvelables en 2019 (voir figure 3).

Fig 3 _ evolution production electricite 2009-2019
Figure 3 : Evolution de la production brute des différentes filières depuis 2009 /3/

Puissance installée

L’Allemagne s´offre le luxe de deux parcs de production en parallèle pour une pointe de consommation autour de 82 GW.

L’Allemagne disposait fin 2019 d´un parc de production d´environ 228 GW dont environ 103 GW de centrales conventionnelles et environ 125 GW d´énergies renouvelables selon /4/ et /6/.

Selon /4/ et/17/, la puissance installée des énergies renouvelables a augmenté d´environ 6 GW à 125 GW en 2019. Le parc d´énergies renouvelables intermittentes dépasse maintenant les 110 GW (voir figure 4). L´augmentation de la capacité d´éolien terrestre est avec environ 1 GW en 2019 une des plus faibles de l’histoire du développement de l’énergie éolienne terrestre. A titre de comparaison, entre 2009 et 2018 l’augmentation annuelle moyenne de la capacité a été de 3,1 GW. Pour plus d´information voir /14/ et /17/.

Le parc conventionnel est en recul d´environ 1 GW notamment en raison de l´arrêt de capacités de charbon /6/. La tranche 2 de Philippsburg (1,4 GW) qui a été arrêtée le 31.12.2019 fait encore partie de la puissance installée en 2019.

Fig 4 Puissance installee 2018_2019
Figure 4 : Puissance installée en 2018 et 2019 selon /4/, /6/ et /17/

Il faut toutefois noter que seulement environ 84 GW (hors STEP) du parc conventionnel opèrent actuellement sur le marché de l’électricité /6/. Presque 10 GW ne participent pas au marché et constituent soit une « réserve de sécurité » soit une « réserve de soutien du réseau » donc ne fonctionnent qu´en situation exceptionnelle et environ 2,3 GW sont provisoirement fermés (voir figure 5).

Fig 5_KW hors reseau_1
Figure 5 : Parc conventionnel hors marché fin novembre 2019 /6/

Échanges transfrontaliers d’électricité

En 2019, le solde exportateur est avec ~ 37 TWh en baisse (2018 : ~ 51 TWh). Au total l´Allemagne a exporté 75,1 TWh et importé 38,5 TWh /2/, /3/.  Pour un pays donné, le solde total des échanges physiques et contractuels devrait être le même dans l’idéal.

Cette baisse du solde exportateur s’explique notamment par la réduction de la compétitivité des centrales à charbon et lignite allemandes par rapport aux centrales à gaz en Allemagne et à l’étranger en raison de la hausse du prix de la tonne de CO2 et de la baisse du prix de gaz en Europe.

Fig 6 _Solde export
Figure 6 : Solde des échanges commerciaux en TWh

Au niveau des échanges physiques, le solde de la France vers l´Allemagne est largement exportateur. De janvier à novembre l´Allemagne a exporté 2,2 TWh et importé 14,3 TWh soit un solde exportateur de 12,1 TWh en faveur de la France /1/. Cela s´explique entre autres par le fait qu´une partie de l´électricité exportée par la France vers la Suisse et l´Italie transite par l´Allemagne.

Par contre au niveau des flux commerciaux, la France importe plus (14,0 TWh) qu´elle n´exporte (11,5  TWh) vers l´Allemagne, soit un solde exportateur de 2,5 TWh en faveur de l´Allemagne selon /4/.

Émissions de gaz à effet de serre

Selon les premières estimations de l´agence fédérale de l´environnement, les émissions de gaz à effet de serre sont en recul de plus de 50 Mt CO2éq  par rapport à 2018 /1/, /4/. La réduction des émissions est presque exclusivement attribuable au secteur de l’électricité grâce au recul du charbon et la hausse des énergies renouvelables, en revanche aucune baisse des émissions n’est observée dans les secteurs des transports et du bâtiment. Les émissions de la production d´électricité ont baissé d´environ 49 Mt CO2éq  selon /4/.

La principale raison de la baisse des émissions dans le secteur électrique est l’augmentation du prix de la tonne de CO2 dans le système d’échange de quotas d’émission de l’UE. De plus l’augmentation de la production d’électricité à partir des énergies renouvelables et la diminution de la consommation d’électricité ont conduit à une baisse de production des centrales à combustible fossile dans la logique du « merit order ».

La figure 9 montre l´évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2éq par an (données 1990 à 2018 selon /9/, estimations pour 2019 selon /4/).

Fig 7_Emissions
Figure 7 : Évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an

Les émissions de gaz à effet de serre étaient en 2019 donc de 35 % inférieures au niveau de 1990. Malgré cela, l´objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40 % d’ici 2020 par rapport à 1990 ne sera vraisemblablement pas atteint.

Evolution des prix de l´électricité 

La hausse du prix du CO2 européen a également influencé l’évolution des prix spot pour les années suivantes. Fin 2019, l’électricité a été négociée à 43 €/MWh pour l´année 2020 et jusqu’à 50 €/MWh pour les livraisons d’électricité pour les années suivantes /4/.

La hausse des prix de gros de l’électricité sera renforcée par une nouvelle augmentation de la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques (EEG-Umlage) de 5,5% à 67,56 €/MWh en 2020 (2019 : 64,05 €/MWh), voir /7 /.

Le prix du KWh payé par les ménages allemands est le plus élevé d’Europe.  Les taxes et prélèvements représentent 53 % du prix  /15/. Au premier semestre 2019, le ménage allemand « moyen » avec une consommation située entre 2500 kWh et 5000 kWh a payé 30,88 €ct/kWh contre 17,65 €ct/kWh en France selon Eurostat /8/.

Les prix de l’électricité pour les ménages augmenteront d’environ 3% en 2020 en raison de l’évolution du prix décrite ci-dessus, et dépasseront en moyenne sensiblement la barre des 31 €/MWh selon /4/.

Avec l´introduction d´un prix carbone en 2021 dans les secteurs transports et chaleur/refroidissement, le gouvernement a promis une baisse de la taxe de soutien aux énergies renouvelables (EEG-Umlage).  Le principe : si les recettes provenant du prix carbone augmentent, le prix de l’électricité sera davantage réduit /11/.

Evolution des prix négatifs au marché spot

Depuis leur introduction à la bourse EPEX Spot en 2008, on observe des prix négatifs au marché spot. 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 en 2019 (voir figure 8).

Fig 8_Prix negatifs1
Figure 8 : Bilan des heures avec prix de l’électricité négatifs 2012 à 2019 /4/

La valeur moyenne des prix négatifs de l’électricité s´élevait à -17,3 €/MWh et la valeur record à – 90 €/MWh en 2019. Compte tenu de l’augmentation du nombre d’heures à prix négatif, c´est un résultat relativement modéré.

La hausse du nombre d’heures avec des prix négatifs montre que le réseau électrique entre, avec une part d’énergie renouvelable de plus de 40 %, dans une phase où la flexibilité du système électrique devient de plus en plus nécessaire. 

Modernisation des réseaux de transport

L´actuelle programmation fédérale de développement des réseaux de transport  estime que 7644 km sont prioritaires /10/. L´épine dorsale est constituée par des tracés nord – sud en courant continu d´une longueur totale d´environ 2100 km.

Or la construction des lignes est lente. Outre les contraintes administratives, l’installation de nouvelles lignes se heurte aux refus des riverains et des associations de protection de la nature. Les autorités ont pris la décision de la mise en souterrain du réseau électrique pour une grande partie, sans parvenir à calmer toutes les résistances. Environ 16% (1242 km) des lignes THT sont réalisés à la fin du troisième trimestre 2019 /10/.

Faits marquants en 2019 

Commission Charbon – Recommandations d´une sortie progressive du charbon d´ici 2038 

Une commission gouvernementale, appelée « Commission Charbon » a émis en janvier 2019 un rapport avec des propositions pour atteindre les objectifs en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 /5/.

Elle préconise entre autres une sortie progressive des centrales à charbon et au lignite d´ici 2038, avec deux étapes intermédiaires : réduire d´ici 2022 la capacité des centrales sur le réseau à 30 GW (15 GW de lignite et 15 GW de houille), à 17 GW en 2030 (9 GW de lignite et 8 GW de houille) et à zéro GW au plus tard à la fin 2038.

L’objectif du gouvernement fédéral était de mettre en œuvre par voie législative les recommandations de la Commission Charbon d’ici fin 2019. Mais l´adoption de la loi sur la sortie du charbon (Kohleausstiegsgesetz) a été reportée à 2020. Le calendrier initial n´a pas pu être respecté en raison de la grande complexité de la loi et des négociations en cours avec les exploitants sur les dédommagements pour l’arrêt de leurs centrales à charbon/lignite.

Adoption du programme de protection du climat 2030 (Klimaschutzprogramm 2030) et de la loi fédérale de protection du climat (Bundes – Klimaschutzgesetz)

Le gouvernement allemand a adopté en octobre 2019 le programme de protection du climat 2030 (Klimaschutzprogramm 2030) et le projet de loi fédérale de protection du climat (Bundes-Klimaschutzgesetz).

Après examen par le Parlement et le Bundesrat, la chambre haute du Parlement, la loi fédérale de protection du climat a été adopté définitivement juste avant Noël 2019. Elle est entrée en vigueur le 18.12.2019 /11 /.

La nouvelle loi a pour objectif d´atteindre la neutralité carbone de l’Allemagne d’ici 2050 et une réduction de 55 % des émissions de gaz à effet de serre d’ici 2030 par rapport à 1990 comme étape intermédiaire. Pour y arriver la loi fixe des objectifs juridiquement contraignants en matière d’émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique à l´horizon de 2030. 

Adoption d´un prix carbone dans les secteurs des transports et de chauffage/refroidissement

Un compromis a été également trouvé au sujet de la loi sur l’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre (Brennstoffemissionshandelsgesetz) entrée en vigueur en décembre 2019 /11/. Il s´agit de l´instauration d´un système national de certificats d’émissions, c´est à dire un « prix carbone » pour les émissions de CO2 dans les secteurs des transports et de chauffage/refroidissement non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émission.

Initialement prévu à 10 Euros par tonne, ce prix de l’émission de CO2 sera finalement fixé à 25 Euros à partir du 1er janvier 2021. Il s´agit du principal changement par rapport au projet du gouvernement d´octobre 2019 demandé par le Bundesrat. Le prix de ces émissions de CO2 augmentera ensuite de 5 Euros par an en 2022 et 2023 puis de 10 Euros par an et passera donc à 55 Euros en 2025. En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 55 Euros à 65 Euros par tonne de CO2. Le gouvernement fédéral lancera une modification de la loi au printemps 2020.

Arrêt définitif de la tranche 2 de la centrale nucléaire de Phillipsburg 

Selon les dispositions de la loi atomique de 2011, la deuxième tranche (réacteur à eau sous pression d’une puissance électrique nette de 1402 MW) de la centrale nucléaire de Philippsburg, en Bade-Wurtemberg, a été définitivement arrêtée fin 2019 après 35 ans de fonctionnement /12/. Six tranches d´une puissance électrique totale nette de 8107 MW sont encore en service. Selon la loi atomique, 3 tranches d´une puissance électrique totale nette de 4058 MW seront arrêtées définitivement fin 2021 et les 3 tranches restantes au plus tard fin 2022.

Compte tenu du retard sur le développement du réseau, cette situation sera un challenge pour la sécurité du réseau, notamment du Sud de l´Allemagne, où réside une partie importante de l’industrie et donc de la consommation électrique.

L´agence fédérale des réseaux a approuvé la construction de 1200 MW de capacité de soutien de réseau répartie sur 4 régions en Allemagne du sud /16/ afin d´assurer la sécurité du système électrique dans la période allant de l´arrêt du nucléaire à la mise à disposition des nouvelles lignes. Les appels d’offres sont mis en œuvre par les gestionnaires de réseaux de transport et sont « technologiquement neutres ». Il est possible de faire appel à des installations conventionnelles de production, telles que des centrales à gaz, qu´à des charges interruptibles et à des installations de stockage. La mise en service des installations est prévue à partir d´octobre 2022. Elles seront maintenues en fonctionnement pendant dix ans et financées par le tarif d´utilisation du réseau.

Selon une étude du centre allemand pour l’aéronautique et l’astronautique et de l´université de Stuttgart /13/, l’approvisionnement en électricité en Allemagne serait assuré jusqu´en 2025. Mais pour les situations critiques, le sud de l’Allemagne sera tributaire de la fourniture d´électricité par le nord de l’Allemagne ou par les pays voisins. Cette étude n’a toutefois pas vérifié si les pays voisins pourraient fournir à l’Allemagne du sud l´électricité manquante.

Références 

/1/ AG Energiebilanzen (2020) Energieverbrauch in Deutschland, Daten für das 1.- 4. Quartal 2019, https://www.ag-energiebilanzen.de/20-0-Berichte.html

/2/ AG Energiebilanzen (2019), Bruttostromerzeugung in Deutschland nach Energieträgern, https://www.ag-energiebilanzen.de/

 /3/ BDEW (2019) Stromerzeugung und – verbrauch in Deutschland, https://www.bdew.de/media/documents/20191212-BRD_Stromerzeugung1991-2019.pdf

 /4/ AGORA-Energiewende (2020) Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2019, https://www.agora-energiewende.de/fileadmin2/Projekte/2019/Jahresauswertung_2019/171_A-EW_Jahresauswertung_2019_WEB.pdf

 /5/ Allemagne-Energies (2019) : Allemagne : 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/

 /6/ BNetzA (2019) Kraftwerksliste, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html

/7/ Allemagne-Energies (2019) : Allemagne : La charge de soutien aux énergies renouvelables électriques augmente de 5,5% en 2020, https://allemagne-energies.com/2019/10/18/allemagne-la-charge-de-soutien-aux-energies-renouvelables-electriques-augmente-de-55-en-2020/

/8/ Eurostat Base des données. Commission européennes. En ligne : https://ec.europa.eu/eurostat/data/database.

/9/ UBA (2019) : „ Entwicklung der spezifischen Kohlendioxid-Emissionen des deutschen Strommix in den Jahren 1990 – 2018“, https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/1410/publikationen/2019-04-10_cc_10-2019_strommix_2019.pdf

/10/ Bundesnetzagentur (2019) Leitungsvorhaben, https://www.netzausbau.de/leitungsvorhaben/de.html

/11/ Allemagne-Energies (2019) : Le parlement allemand adopte le programme de protection du climat 2030, En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/12/29/le-parlement-allemand-adopte-le-programme-de-protection-du-climat-2030

/12/ Allemagne-Energies (2019) : Arrêt définitif de la tranche 2 de la centrale nucléaire de Philippsburg après 35 ans, En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/12/29/arret-definitif-de-la-tranche-2-de-la-centrale-nucleaire-de-philippsburg-apres-35-ans/

 /13/ IER, IFK, DLR (2018) Versorgungssicherheit in Süddeutschland bis 2025 –sichere Nachfragedeckung auch in Extremsituationen?, En ligne:  https://um.baden-wuerttemberg.de/fileadmin/redaktion/m-um/intern/Dateien/Dokumente/2_Presse_und_Service/Publikationen/Energie/181218_Studie_Versorgungssicherheit-Sueddeutschland-2025.pdf

/14/ Allemagne-Energies (2020) Retour d´expérience des appels d´offres de 2017 à 2019 selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017), https://allemagne-energies.com/2020/01/11/retour-dexperience-des-appels-doffres-de-2017-a-2019-selon-la-loi-sur-les-energies-renouvelables-de-2017-eeg-2017/

/15/ Allemagne-Energies Bilans énergétiques : Comparaison Allemagne et France, https://allemagne-energies.com/bilans-energetiques/

/16/ BNetzA (2017) Bericht zur Ermittlung des Bedarfs an Netzstabilitätsanlagen. gemäß §13k EnWG. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/BNetzA_Netzstabilitaetsanlagen13k.pdf?__blob=publicationFile&v=3.

/17/ Deutsche WindGuard (2020), Windenergiestatistik: Windenergie-Ausbau in Deutschland, En ligne : https://www.windguard.de/windenergiestatistik.html

 

 

 

Retour d´expérience des appels d´offres de 2017 à 2019 selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017)

Texte mis à jour le 19.01.2020

eon-roedsand-ii-sm
Rødsand 2 (Danemark) : 90 éoliennes du type 2.3 MW Siemens, capacité totale de 207 MW, mise en service 2010

Temps de lecture : 10 – 12 min

La réforme de la loi sur les énergies renouvelables (EEG 2017), entrée en vigueur début 2017,  constitue une vraie césure du dispositif de soutien aux énergies renouvelables. La modification la plus importante est que le tarif d´achat n’est plus fixé comme auparavant par l’État mais par le biais des procédures d’appels d’offres. 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. La loi 2017 n´est pas rétroactive et les anciennes installations jouissent du maintien des droits acquis.

Dans la présente note le retour d´expérience pour 2017 et 2018 /1/ a été complété par l’année 2019 en s´appuyant notamment sur les données de l´agence fédérale des réseaux /2/.

Résultats d´appels d´offres photovoltaïque

Onze appels d´offres ont été réalisés depuis 2017 pour le PV avec un volume entre 175 à 500 MWc. Après des valeurs atypiquement élevées en mars 2019 /3/, les montants moyens d´adjudication se sont stabilisés entre 50 et 60 €/MWh (voir figure 1).

Lors de l´appel d´offres d´octobre 2019 le montant moyen d´adjudication a encore baissé par rapport aux deux dernières adjudications et a presque atteint le niveau de la première adjudication en février 2019. La raison : la Bavière a modifié sa règlementation au cours de l’été, permettant ainsi de favoriser l´adjudication de parcs PV au sol dans des zones défavorisées. L’élargissement du quota a stimulé la concurrence.

En revanche, le résultat du dernier appel d´offres en 2019 montre à nouveau une tendance croissante.

Fig 1_ resultat PV neu
Figure 1 : Résultats d´appels d´offres photovoltaïque de 2017à 2019

Dans tous les appels d´offres, le volume offert a été largement sursouscrit avec un record fin 2019 (voir figure 2).

Fig 2 Volume PV neu
Fig. 2 : Volumes (en MWc) des appels d´offres photovoltaïque de 2017 à 2019

Résultats d´appels d´offres éolien terrestre

Treize appels d´offres ont été réalisés depuis 2017. Après une baisse en 2017, les montants moyens d´adjudication ont augmenté à partir de 2018 et se sont stabilisés autour de 62 €/MWh en 2019 donc à un niveau plus élevé qu´au premier appel d´offres en mai 2017 (voir figure 3).

Fig 3_ resultat Wind onshore
Figure 3 : Résultats d´appels d´offres éolien terrestre de 2017 à 2019

Pour mémoire : 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.

Le volume des appels d´offres a été largement sursouscrit en 2017 mais depuis on observe un développement en baisse concernant les volumes offerts et attribués à l´éolien terrestre (voir figure 4).

Fig 4 _ volume Wind onshore
Fig. 4 : Volumes (en MW) des appels d´offres éolien terrestre de 2017 à 2019

Les raisons sont multiples selon un rapport récent de l´Agence de l’éolien terrestre /4 /. Les procédures d´autorisation sont de plus en plus longues ce qui ralentit le rythme de mise en service des nouvelles installations.  De plus, la construction des nouvelles éoliennes se heurte aux refus des riverains et des organisations de protection de la nature et des oiseaux. Leur opposition a conduit à des nombreux procès contre les permis accordés, ce qui a pour conséquence que la construction des éoliennes est au moins retardée, voire impossible.

Une première réunion de crise à huis clos avec les différents acteurs du secteur a eu lieu début septembre 2019 avec le Ministre de l’Économie et de l´Énergie, Peter Altmaier. Par la suite, en octobre 2019, le ministère a publié un plan pour renforcer le développement de l´éolien terrestre /5/, /6/.

Appels d´offres d´innovation multi-technologiques

Répondant à un souhait de la commission européenne, l´Allemagne a lancé des appels d’offres expérimentaux sur 3 ans (2018 – 2020) mettant en concurrence des installations photovoltaïques et éoliennes terrestres même si les caractéristiques d’implantation de parcs éoliens et solaires sont généralement sensiblement différentes

Ce projet pilote de trois ans est conçu pour tester le fonctionnement et les avantages des appels d’offres bi-technologiques et pour évaluer les résultats, également par rapport à l’appel d´offres spécifique à une technologie. Ce projet pilote ne signifie pas que les appels d’offres bi-technologiques seront poursuivis après 2020.

L´agence fédérale des réseaux a procédé en 2018 et 2019à quatre appels d´offres de 200 MW chacun, ouverts à des projets d’éoliennes terrestres et des installations solaires photovoltaïques au sol ou sur toiture supérieurs à 750 kW.

Les résultats sont sans appel. Seules des offres « photovoltaïque » ont été retenues, en revanche aucune des offres « éolien terrestre » n’a reçu l’adjudication. Le montant moyen d´adjudication varie entre 46,7 €/MWh et 56,6 €/MWh (voir figure 5).

Fig 5 resultats AO Bi techno
Figure 5 : Résultats d´appels d´offres bi-technologiques combinant solaire et éolien terrestre de 2017 à 2019

Le volume des appels d´offres a été chaque fois sursouscrit (voir figure 6).

Fig 6 Volume Bi techno
Fig. 6 : Volumes (en MW) des appels d´offres bi-technologiques de 2017 à 2019

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) en France a recommandé de renoncer à cet appel d’offres bi-technologiques /7/ car « … il ne garantit pas, dans son principe, … le développement conjoint des filières photovoltaïque et éolienne, dont les complémentarités permettent pourtant de faciliter l’intégration au réseau des énergies renouvelables…».

Les résultats des appels d´offres en Allemagne semblent confirmer ce point de vue.

Appels d´offres biomasse

L´agence fédérale des réseaux a procédé à quatre appels  d´offres entre 2017 et 2019 pour des nouvelles installations supérieures à 150 kW.  La spécificité des appels d´offres est la participation des installations déjà existantes (même inférieures à 150 KW) dont la durée de soutien restante est inférieure à 8 ans. La limite maximale du prix de soumission pour ces installations est environ 10% plus élevée que pour des nouvelles installations. De cette façon, les installations existantes pourraient se voir accorder le droit d´un soutien de 10 ans supplémentaires. Cependant, elles doivent dans ce cas répondre aux mêmes exigences de flexibilité que les nouvelles installations.

Les appels d´offres ont rencontré peu de succès auprès des soumissionnaires. Les volumes offerts par les soumissionnaires étaient nettement inférieurs aux volumes mis en adjudication. Le volume finalement retenu par l´agence fédérale des réseaux était encore plus bas suite à l´exclusion de certaines offres en raison d’erreurs formelles (voir figure 7).

Fig 7 volume biomasse
Fig. 7 : Volumes (en MW) des appels d´offres biomasse de 2017 à 2019

Le montant moyen d´adjudication varie entre 123,4 et 147,30  €/MWh (voir figure 8).

Fig 8 resultats biomasse
Figure 8 : Résultats d´appels d´offres biomasse de 2017 à 2019

Les associations de l’industrie de la bioénergie critiquent les résultats de l’appel d’offres. La conception actuelle de la procédure d’appel d’offres n’offre pas d’incitation suffisante pour le développement des renouvelables à partir de biogaz et de biométhane. Par exemple, en 2019, les nouvelles installations ayant une limite maximale de soumission de 14,58 cents/kWh seraient désavantagées par rapport aux installations existantes ayant une limite maximale de 16,56 cents/kWh, bien que les nouvelles installations aient des coûts d’investissement plus élevés.  L’association demande que la limite maximale de soumission pour les nouvelles installations soit augmentée. En outre, les délais de réalisation à partir de la fin de l’enchère devraient également être prolongés.

Appels d´offres éoliennes offshore

Des appels d’offres ont été effectués en 2017 et 2018 pour les éoliennes offshore devant être mises en service entre 2021 et 2025. Ces appels d’offres 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 /1/. Les prochains appels d´offres d´un volume de 500 MW par an auront lieu en 2021 (en mer Baltique uniquement) et en 2022.  Entre 2023 et 2025 un volume annuel de 700 MW sera mis aux enchères. Le volume annuel pourrait être augmenté suite à l´intention du gouvernement de porter l´objectif de la capacité installée en 2030 de 15 GW actuellement à 20 GW.

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.

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 /1/. Depuis aucun nouvel appel d´offres n’a eu lieu ou n’est prévu en 2020.

Appels d´offres d´innovation multi-technologiques

La réforme de la loi sur les énergies renouvelables (EEG 2017) prévoit des appels d´offres d´innovation multi-technologiques. Ces appels d´offres ne sont pas limités sur une technologie spécifique d´énergies renouvelables mais l´idée est d´inciter des projets combinant plusieurs technologies capables d´apporter une amélioration à la stabilité du système électrique ou du réseau. Les combinaisons pourraient se composer, par exemple, d’énergie éolienne et de  biomasse ou de photovoltaïque et d stockage de l´énergie.

Le gouvernement a adopté le décret sur les appels d’offres d´innovation en octobre 2019 /8/. Aucun appel d´offres n’a eu lieu jusqu´à maintenant.

Conclusion

La figure  9 résume les résultats des appels d´offres de 2017 à 2019. Les valeurs indiquées correspondent aux montants le plus bas et le plus élevé retenus pour chaque technologie.

Fig 9 resultats alle
Figure 9 : Résultats des appels d´offres de 2017 à 2019 – 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 photovoltaïque démontre sa compétitivité par rapport aux autres technologies.

La biomasse est la plus coûteuse. 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 soit des capacités de centrales conventionnelles backup pour assurer la sécurité d´approvisionnement.

Références

/1/ Allemagne-Energies (2019) Retour d´expérience des appels d´offres en 2017 et 2018 selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017), En ligne : 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/ 

/2/ Bundesnetzagentur (2019), Elektrizität und Gas. Ausschreibungen, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Ausschreibungen/Technologieuebergreifend/BeendeteAusschreibungen/BeendeteAusschreibungen_node.html

/3/ Allemagne-Energies (2019) Appel d´offres du photovoltaïque 2019 : les raisons possibles de la forte hausse de prix, En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/05/02/appel-doffres-du-photovoltaique-2019-les-raisons-possibles-de-la-forte-hausse-de-prix/

/4/ FA Wind (2019) Analyse der Ausbausituation der Windenergie an Land im Herbst 2019, En ligne : https://www.fachagentur-windenergie.de/fileadmin/files/Veroeffentlichungen/Analysen/FA_Wind_Zubauanalyse_Wind-an-Land_Herbst_2019.pdf

/5/ BMWi (2019) Stärkung des Ausbaus der Windenergie an Land. Aufgabenliste zur Schaffung von Akzeptanz und Rechtssicherheit für die Windenergie an Land. Berlin, den 7. Oktober 2019. En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/S-T/staerkung-des-ausbaus-der-windenergie-an-land.pdf?__blob=publicationFile&v=6.

/6/ OFATE (2019) Liste de mesures pour renforcer le développement de l’éolien terrestre. Office franco-allemand pour la transition énergétique. En ligne : https://energie-fr-de.eu/fr/energie-eolienne/actualites/lecteur/liste-de-mesures-pour-renforcer-le-developpement-de-leolien-terrestre.html.

/7/ CRE (2017) Commission de régulation de l’énergie, Délibération N°2017-086, Délibération de la CRE du 20 avril 2017 portant avis sur le projet de cahier des charges de l’appel d’offres portant sur la réalisation et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir d’énergie solaire photovoltaïque ou éolienne situées en métropole continentale, https://www.cre.fr/Documents/Deliberations/Avis/projet-de-cahier-des-charges6

/8/ BMWi (2019) Verordnung zu den Innovationsausschreibungen und zur Änderung weiterer energiewirtschaftlicher Verordnungen, 16.10.2019, En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/verordnung-zu-den-innovationsausschreibungen-und-zur-aenderung-weiterer-energiewirtschaftlicher-verordnungen.html

 

Arrêt définitif de la tranche 2 de la centrale nucléaire de Philippsburg après 35 ans (mise à jour le 2.1.2020)

Temps de lecture : 3 min

Site KKP_1
Site nucléaire de Philippsburg en Bade-Wurtemberg (source EnBW)

Selon les dispositions de la loi atomique de 2011, la deuxième tranche de la centrale nucléaire de Philippsburg, dans le Bade-Wurtemberg, à environ 30 km au nord de Karlsruhe, a été définitivement arrêté le 31.12.2019 après 35 ans de fonctionnement /1/, /3/. 

Deux tranches ont été construites sur le site de Philippsburg.

La tranche 1, un réacteur à eau bouillante de 926 MW électrique, mise en service en 1979, a été arrêté définitivement en 2011 et a reçu l´autorisation de démantèlement en 2018. La tranche 2 a été mise en service en 1984, a reçu une autorisation de démantèlement en décembre 2019 et a été arrêté définitivement le 31.12.2019 vers 19 h /3/.

La tranche 2 est un réacteur à eau sous pression d’une puissance électrique nette de 1402 MW (1468 MW brute). La tranche 2 a fourni pour la première fois de l’électricité au réseau public le 17 décembre 1984. Depuis sa mise en service, la tranche 2 a produit environ 10 TWh par an en moyenne. Au moment où la centrale a été définitivement mise hors service, la quantité totale d’électricité produite a dépassé les 375 TWh. La tranche 2 a couvert environ un sixième de la demande d’électricité dans le Bade-Wurtemberg.

Les travaux préparatoires pour le démantèlement devraient commencer en 2020. Le démantèlement de la tranche 1 a déjà commencé. Actuellement, environ 700 employés travaillent sur le site de Philippsburg.

Six tranches d´une puissance électrique totale nette de 8113 MW sont encore en service après l´arrêt définitif de Philippsburg. Selon la loi atomique, 3 tranches d´une puissance électrique totale nette de 4058 MW seront arrêtées définitivement fin 2021 et les 3 tranches restantes au plus tard fin 2022.

La ministre fédérale de l´environnement, Svenja Schulze (social-démocrate), se félicite de l´arrêt de Philippsburg /2/ : « ..La sortie du nucléaire rend notre pays plus sûr. Et cela permet d’éviter les déchets radioactifs qui pèseront sur 30 000 générations futures. Par rapport à la prolongation de la durée de vie de 2010, la sortie du nucléaire décidée en 2011 permet d’éviter des déchets radioactifs de l’ordre de 500 conteneurs Castor. Le consensus sur la sortie du nucléaire est inébranlable et se déroule comme prévu. Il est particulièrement important de le souligner à une époque où certaines personnes propagent l’énergie nucléaire comme un prétendu sauveteur du climat : l’énergie nucléaire ne résout pas un seul problème, mais elle en crée de nouveaux pendant un million d’années… »

 Bibliographie

/1/ EnBW (2019) Kernkraftwerk Philippsburg: Endgültige Abschaltung von Block 2 am 31. Dezember 2019, communiqué de presse du 23.12.2019, En ligne : https://www.enbw.com/unternehmen/presse/pressemitteilungen/presse-detailseite_222720.html

/2/ BMU (2019) Schulze: Atomausstieg geht planmäßig voran. Block 2 des AKW Philippsburg geht bis Jahresende vom Netz, communiqué de presse du 23.12.2019, En ligne : https://www.bmu.de/pressemitteilung/schulze-atomausstieg-geht-planmaessig-voran/

/3/ EnBW (2019) Kernkraftwerk Philippsburg: Block 2 endgültig abgeschaltet, communiqué de presse du 31.12.2019, En ligne : https://www.enbw.com/unternehmen/presse/pressemitteilungen/presse-detailseite_222784.html

 

Le parlement allemand adopte le programme de protection du climat 2030

20191129-Bundesrat weihnachtsbaum
Bundesrat, la chambre haute du Parlement, à Berlin. Le bâtiment a été construit en 1904 pour la Chambre haute du Parlement prussien.

Temps de lecture : 6 min

Après examen par le Parlement et le Bundesrat, la chambre haute du Parlement, le programme de protection du climat a été adopté définitivement juste avant Noël 2019 /1/. Un compromis a également été trouvé sur le prix du CO2 à partir de 2021 dans les secteurs transports et  chaleur/refroidissement, non couverts par le marché européen du carbone

Le gouvernement allemand a adopté en octobre 2019 le programme de protection du climat 2030 (Klimaschutzprogramm 2030) et le projet de loi fédérale de protection du climat (Bundes-Klimaschutzgesetz). Le contenu a été présenté en détail en /3/ et /4/.

Le Gouvernement, le Parlement et le Bundesrat – chambre haute du Parlement qui représente les États régionaux (Länder) -, sont finalement parvenus à un accord sur la loi fédérale de protection du climat, laquelle est entrée en vigueur le 18.12.2019 /1/, /2/.

La nouvelle loi a pour objectif d´atteindre la neutralité carbone de l’Allemagne d’ici 2050 et une réduction de 55 % des émissions de gaz à effet de serre d’ici 2030 par rapport à 1990 comme étape intermédiaire. Pour y arriver la loi fixe des objectifs juridiquement contraignants en matière d’émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique à l´horizon de 2030. Pour la période après 2030, le gouvernement fédéral doit déterminer en 2025 des quantités d’émissions décroissantes annuellement pour décrire plus en détail le chemin vers la neutralité carbone en 2050.

En détail le programme de protection du climat 2030 vise :

  • un seuil de 65 % pour la part de la production des énergies renouvelables d’ici 2030.
  • une incitation fiscale à l’isolation des bâtiments. Le programme prévoit également un taux de subvention de 40 % pour le remplacement des systèmes de chauffage au mazout par de nouveaux systèmes de chauffage plus respectueux de l’environnement.
  • diverses subventions pour les véhicules électriques. D’ici 2030, 7 à 10 millions de véhicules électriques et un million de points de charge devraient être disponibles. La taxe sur les véhicules à moteur thermique sera également adaptée pour décourager l´achat des véhicules qui émettent du CO2 au-delà de 95 gCO2/km (barème du malus écologique).
  • une baisse des taxes sur les billets de train longue distance et une augmentation de la taxe sur le trafic aérien pour empêcher le dumping des prix.
  • des subventions pour la recherche et le développement dans le domaine de l’hydrogène « vert », de l’implantation d’une filière batterie en Allemagne et du stockage et de l’utilisation du CO2.

Le gouvernement veut dépenser 54 milliards d’Euros d’ici à 2023, pour un total d’environ 100 milliards d’Euros prévus d’ici à 2030.

Accord pour le prix du CO2 à partir de 2021 dans les secteurs transports et chaleur/refroidissement

Bien que ne faisant pas directement partie de la loi, le gouvernement fédéral a adopté sur la base des dispositions du programme de protection du climat 2030, l´instauration d´un système national de certificats d’émissions, c´est à dire un « prix carbone » pour les émissions de CO2 dans les secteurs des transports et de chauffage/refroidissement non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émission.

Initialement prévu à 10 Euros par tonne, ce prix de l’émission de CO2 sera finalement fixé à 25 Euros à partir du 1er janvier 2021. Il s´agit du principal changement par rapport au projet du gouvernement d´octobre 2019 demandé par le Bundesrat /5/. Le prix de ces émissions de CO2 augmentera ensuite de 5 Euros par an en 2022 et 2023 puis de 10 Euros par an et passera donc à 55 Euros en 2025. En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 55 Euros à 65 Euros par tonne de CO2.

Les recettes du prix de l’émission de CO2 seront réinvesties dans des mesures de protection du climat ou restitués aux citoyens à titre de compensation. Le gouvernement fédéral n’est pas désireux d’obtenir des recettes supplémentaires pour l’État.

Le gouvernement a notamment promis une baisse de la taxe de soutien aux énergies renouvelables (EEG-Umlage) payée par les consommateurs /6/. Le principe : si les recettes provenant du prix carbone augmentent, le prix de l’électricité sera davantage réduit.

Les trajets domicile-travail bénéficieront d’un taux forfaitaire plus élevé à partir de 2021, en fonction de la distance parcourue. En outre, les personnes qui perçoivent des aides au logement ne doivent pas subir la hausse des prix de l’énergie. Le gouvernement fédéral augmentera la subvention au logement de 10%.

Au printemps 2020 le gouvernement fédéral lancera une nouvelle procédure législative pour modifier en conséquence la loi sur l’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre (Brennstoffemissionshandelsgesetz) entrée en vigueur en décembre 2019 /7/.

Bibliographie

/1/ BMU (2019) Klimaschutzgesetz tritt heute in Kraft. Communiqué de presse du 18.12.2019. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit. En ligne : https://www.bmu.de/pressemitteilung/klimaschutzgesetz-tritt-heute-in-kraft/.

/2/ Bundesgesetzblatt (2019) Gesetz zur Einführung eines Bundes-Klimaschutzgesetzes und zur Änderung weiterer Vorschriften vom 12. Dezember 2019, Bundesgesetzblatt Jahrgang 2019 Teil I Nr. 48, ausgegeben zu Bonn am 17. Dezember 2019, https://www.bgbl.de/xaver/bgbl/start.xav?startbk=Bundesanzeiger_BGBl&start=//*%5B@attr_id=%27bgbl119s2513.pdf%27%5D#__bgbl__%2F%2F*%5B%40attr_id%3D%27bgbl119s2513.pdf%27%5D__1579598168962

/3/ Bundesregierung (2019), Klimaschutzprogramm 2030, En ligne : https://www.bundesregierung.de/breg-de/themen/klimaschutz/klimaschutzprogramm-2030-1673578

/4/ Allemagne-Energies (2019), L´Allemagne met en place un « prix carbone » et fixe les émissions annuelles de CO2 à l´horizon de 2030, En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/10/16/lallemagne-met-en-place-un-prix-carbone-et-fixe-les-emissions-annuelles-de-co2-a-lhorizon-de-2030/

/5/ Bundesregierung (2019) Vermittlungsausschuss empfiehlt höheren Einstiegspreis, Grundlage für CO2-Preis steht, En ligne : https://www.bundesregierung.de/breg-de/themen/klimaschutz/nationaler-emissionshandel-1684508

/6/ BMWi (2019) Bundesrat macht Weg frei für Klimapaket. Communiqué de presse du 20.12.2019, En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2019/20191220-bundesrat-macht-weg-frei-fuer-klimapaket.html

/7/  DEHSt (2019 Deutsche Emissionshandelsstelle, Brennstoffemissionshandelsgesetz in Kraft getreten, En ligne : https://www.dehst.de/SharedDocs/news/DE/BEHG-in-kraft.html

Les énergies renouvelables couvrent près de 43 % de la consommation d’électricité au cours des trois premiers trimestres de 2019

Temps de lecture : 6 min

La production à partir des énergies renouvelables augmente de presque 10% et surpasse largement le couple charbon/lignite au cours des trois premiers trimestres de 2019. En revanche, le développement de l’éolien terrestre sera bien en dessous de la valeur cible.  

innogy indeland Windpark Eschweiler_1600x900
Parc éolien Indeland près d´Eschweiler (région d´Aix-la-Chapelle) Source : innogy

Au cours des trois premiers trimestres de 2019, les énergies renouvelables ont couvert ensemble 42,9 % de la consommation brute d’électricité en Allemagne. Il s’agit d’une augmentation de près de 5% par rapport à la même période de l’an dernier (38,1 %). En mars, les énergies renouvelables ont même atteint 52% de la consommation en raison des conditions météorologiques particulièrement favorables pour les éoliennes /1/.

Si les conditions de vent et d’ensoleillement au quatrième trimestre restent à la moyenne des dernières années, la part des énergies renouvelables pourrait s’élever à plus de 42 % de la consommation brute d´électricité pour l’année 2019.

Toutefois, les chiffres record contrastent fortement avec la situation préoccupante du développement des éoliennes terrestres qui est bien en dessous de la valeur cible.

Selon la fédération de l´énergie éolienne BWE /2/, le premier semestre de 2019 a été le plus faible de l’histoire du développement de l’énergie éolienne terrestre. Jusqu´à début octobre, seule une nouvelle capacité de 545 MW avait été mise en service. Cela signifie que la prévision pour l´année 2019 devra être revue à la baisse de manière significative.

Depuis 2016, le nombre de permis délivrés pour les éoliennes terrestres s’est pratiquement effondré selon BDEW /3/. Alors qu’il y a trois ans, 1 228 permis avaient été délivrés au cours des trois premiers trimestres, seuls 351 l’ont été au cours au cours de la même période en 2019, ce qui a fait passer la capacité supplémentaire à 1,3 GW.  Selon les calculs du BDEW, il faudrait toutefois ajouter chaque année entre 2,9 et 4,3 GW d’énergie éolienne terrestre pour atteindre l’objectif d´une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation brute en 2030.

Après une réunion de crise à huis clos avec les différents acteurs du secteur en septembre 2019, le Ministre de l’Économie et de l´Énergie a publié en octobre 2019 un plan pour renforcer le développement de l´éolien terrestre (/4/, /5/). Ce plan prévoit entre autres des mesures pour renforcer l’acceptabilité comme la mise en place d’une règle de distance entre les éoliennes et les habitations, et la participation financière renforcée des communes à l’exploitation des installations éoliennes ainsi que des mesures pour accélérer les procédures d’autorisation.

Les énergies renouvelables surpassent le couple charbon/lignite

La production brute au cours des trois premiers trimestres 2019 a été de 448 TWh, une baisse de 5,3% par rapport à la même période l’an dernier /6/.

Tandis que la production des énergies renouvelables et du couple charbon/lignite était pratiquement à part égale au cours des trois premiers trimestres 2018, la production des énergies renouvelables était presque 50 % supérieure à celle du lignite/charbon au cours de la même période en 2019.  Environ 183 TWh ont été produits à partir du photovoltaïque (PV), de l’éolien et d’autres sources renouvelables soit presque 10% de plus par rapport aux trimestres 1 à 3 de 2018 (166,5 TWh).  La production à base de lignite et de houille a apporté une contribution totale de 125 TWh (171,1 TWh aux trimestres 1 à 3 de 2018).

En revanche, la production d’électricité à partir du gaz naturel a augmenté de plus de 11 % à 66 TWh (trimestre 1 à 3 de 2018 : 59,4 milliards de kWh), principalement en raison de la hausse du prix du CO2. La production du nucléaire était en légère baisse avec 54,2 TWh (trimestres 1 à 3 de 2018 : 56 TWh) /7/.

L’éolien terrestre est la source d’énergie renouvelable la plus importante au cours de la période considérée avec 71,6 TWh (trimestres 1 à 3 de 2018 : 61,4 TWh). Le PV arrive en deuxième position avec 40,5 TWh (trimestres 1 à 3 de 2018 : 39,2 milliards de kWh). L’électricité produite par la biomasse reste inchangée à un peu plus de 33 TWh (trimestres 1 à 3 de 2018  : 33,4 TWh).

L’éolien offshore a enregistré la plus forte hausse avec presque 31% et a contribué pour 16,9 TWh à la production d’électricité au cours des trois premiers trimestres de l’année (trimestres 1 à 3 de 2018 : 12,9 TWh). En raison de la longue phase de sècheresse, la contribution de l’hydroélectricité s’est à nouveau située à un faible niveau avec 15,9 TWh (trimestres 1 à 3 de 2018 : 14,8 TWh).

Références

/1/ BDEW, ZSW (2019), Communiqué de presse du 25.10.2019 : „Erneuerbare decken fast 43 Prozent des Stromverbrauchs“, https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/erneuerbare-decken-fast-43-prozent-des-stromverbrauchs/

/2/ BWE (2019), Bundesverband WindEnergie, Communiqué de presse du 18. 10. 2019 : Albers: „Wir rennen sehenden Auges in eine Stromlücke!“

https://www.wind-energie.de/presse/pressemitteilungen/detail/albers-wir-rennen-sehenden-auges-in-eine-stromluecke/

/3/ BDEW (2019), Communiqué de presse du 8.11.2019 : „Zahl der Woche / Windkraft: Um fast drei Viertel sind die Genehmigungen für Windkraftanlagen an Land seit 2016 gesunken“, https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/zahl-der-woche-windkraft-um-fast-drei-viertel/

/4/ BMWi (2019) Stärkung des Ausbaus der Windenergie an Land. Aufgabenliste zur Schaffung von Akzeptanz und Rechtssicherheit für die Windenergie an Land. Berlin, den 7. Oktober 2019. En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/S-T/staerkung-des-ausbaus-der-windenergie-an-land.pdf?__blob=publicationFile&v=6.

/5/ OFATE (2019) Liste de mesures pour renforcer le développement de l’éolien terrestre. Office franco-allemand pour la transition énergétique. En ligne : https://energie-fr-de.eu/fr/energie-eolienne/actualites/lecteur/liste-de-mesures-pour-renforcer-le-developpement-de-leolien-terrestre.html.

/6/ BDEW (2019) : Monatliche Stromerzeugung in Deutschland, https://www.bdew.de/media/documents/Stromerz_insges_Vgl_VJ_monatlich_online_o_quartalsweise_Ki_22102019.pdf

/7/ BDEW (2019) : Stromerzeugung aus Kernenergie, https://www.bdew.de/media/documents/Stromerz_Kernenergie_Vgl_VJ_monatlich_online_o_quartalsweise_Ki_22102019.pdf

 

La mise en service éventuelle d´une nouvelle centrale à charbon en Rhénanie-Westphalie est une pierre d’achoppement

Temps de lecture : 6 minutes

L´intention de Uniper de mettre en service une nouvelle centrale à charbon en 2020 serait techniquement raisonnable mais représente une gageure en termes de communication. Le Ministre Président de Rhénanie-Westphalie plaide en faveur de la mise en service de la centrale mais aucune décision n´est encore prise par le gouvernement fédéral.

image-power-plant-datteln4 new
Centrale à charbon Datteln 4 (source Uniper)

Le site de Datteln en Rhénanie-Westphalie

Le site de Datteln en Rhénanie-Westphalie se compose de 4 centrales à charbon. Les centrales à charbon Datteln, tranches 1 à 3, représentaient une puissance nette totale d´environ 303 MW. Ces centrales n´ont pas seulement fourni de l´électricité mais aussi l´énergie électrique pour le chemin de fer et l´énergie pour le chauffage urbain. Les trois tranches mises en service dans les années soixante ont été déclassées en 2014.

La tranche Datteln 4 a été construite pour remplacer ces trois centrales arrêtées. C’est l’une des centrales au charbon les plus modernes et les plus efficaces en Europe avec un rendement électrique de plus de 45 % et un rendement global allant jusqu’à 60 % grâce à la cogénération /1/.

Sur la puissance de 2400 MWth et de 1100 MWe brute, 413 MW (~ 40%) seront mis à disposition pour l´alimentation électrique des chemins de fer (16,7 Hz) et 642 MW (~ 60%) seront injectés dans le réseau public. En outre, jusqu’à 380 MWth seront utilisés pour la cogénération pour le chauffage urbain ce qui porterait le taux d’utilisation du combustible à 60%.

La centrale Datteln 4, qui aurait dû démarrer en 2011, a pris beaucoup de retard à cause des interminables litiges juridiques et de pannes techniques.

Environ 1,5 milliard d’Euros ont été investis dans cette centrale à charbon. La date de mise en service est maintenant programmée pour courant 2020.

Quels sont les intérêts d’Uniper ?

La nouvelle centrale fournira l´électricité non seulement pour le réseau public mais aussi pour le chemin de fer allemand (Deutsche Bahn) et en outre l´énergie pour le chauffage urbain des zones résidentielles avoisinantes.

Une centrale au charbon moderne comme Datteln 4 consomme un bon cinquième de charbon en moins et émet grâce à son rendement supérieur environ 20% de CO2 en moins qu´une vieille centrale à charbon.  Comme la consommation d’électricité en Allemagne stagne, Datteln 4 écartera du marché spot (merit order) d´autres centrales à charbon ayant un rendement inférieur. Ainsi, les émissions de CO2 diminueraient compte tenu de l´éviction des centrales au charbon plus polluantes et moins compétitives.

La mise en service de la nouvelle centrale en 2020 ne modifierait pas la date de sortie du charbon, soit 2038, mais Uniper pourrait s´assurer un revenu pendant au moins quelques années.

Où est le problème ?

Il existe actuellement 18,9 GW de centrales au lignite et 21,4 GW de centrales au charbon sur le réseau. En outre, 2,3 GW de centrales au charbon sont en réserve et 1,9 GW de centrales au lignite sont en réserve sécurité. Une centrale au charbon de 1,1 GW (Datteln 4) est actuellement en construction. Donc au total 45,6 GW disponibles en 2020 si Datteln 4 était connectée au réseau.

Une Commission gouvernementale, aussi appelée « Commission Charbon », a préconisé début 2019 que la production d’électricité à partir du lignite et de la houille soit progressivement réduite, de sorte que la capacité des centrales sur le réseau en 2022 sera d’environ 30 GW (15 GW de lignite et 15 GW de houille), 17 en 2030 (9 GW de lignite et 8 GW de houille) et zéro GW au plus tard à la fin 2038 /2/.

De plus la « Commission charbon » avait recommandé qu’une solution soit trouvée avec les exploitants afin que les centrales à charbon en construction ne puissent plus être raccordées au réseau. Cela ne s’appliquerait en fait qu’à une seule centrale : Datteln 4.

La « Commission Charbon » a ainsi répondu en particulier aux préoccupations exprimées par les groupes environnementaux. Ces groupes sont bien entendu contre une mise en service considérée comme une « attaque » contre le compromis laborieusement négocié par la « Commission Charbon ».

Dans le débat actuel sur le climat et compte tenu des recommandations de la commission charbon, toute nouvelle mise en service d´une centrale à charbon représente une gageure en communication pour le gouvernement. Si la nouvelle centrale à charbon d´Uniper devait être raccordée au réseau, ce serait exactement le contraire de ce que la « Commission Charbon » avait recommandé.

Aucune prise de position officielle du gouvernement fédéral pour l´instant

Cette tranche pouvant fonctionner pendant très longtemps, le gouvernement allemand devrait payer une compensation élevée pour empêcher la mise au réseau de Datteln 4. Au lieu de cela, l´autorisation d´une mise service de cette centrale pourrait même être présentée comme raisonnable en termes de politique climatique sans toucher à la date de sortie du charbon, soit 2038 : une centrale au charbon moderne est comparativement plus propre (-20% d´émissions CO2) qu’une vieille centrale au charbon. Bien sûr, à condition que les vieilles centrales soient déclassées à un rythme accéléré.

Actuellement, côté du ministre fédéral de l´Économie et de l´Énergie aucune décision n´est prise concernant la mise en service de la nouvelle tranche. Le gouvernement fédéral n’a pas non plus présenté le projet de loi sur la sortie progressive du charbon promis pour fin 2019 au plus tard.

Référence

/1/ Uniper (2019) Kraftwerk Datteln 4, https://www.uniper.energy/de/datteln-4

/2/ Allemagne-Energies (2019) Allemagne : 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/.

Allemagne : La charge de soutien aux énergies renouvelables électriques augmente de 5,5% en 2020

parc-Arkona-nuit
Parc éoliens offshore Arkona en Mer Baltique (source E.ON)

Temps de lecture : 7 minutes

  • La charge de soutien aux énergies renouvelables électriques (EEG-Umlage) augmente de 5,5% à 67,56 €/MWh en 2020 (2019 : 64,05 €/MWh)
  •  La charge de soutien au développement des réseaux offshore (Offshore – Netzumlage) s’élève à 4,16 €/MWh et correspond à la valeur de l’année précédente
  • Les ménages allemands paient la charge de soutien directement par le prix de l’électricité, lequel avec 30,88 €ct/kWh contre 17,65 €ct/kWh en France au premier semestre 2019, est le plus cher d’Europe selon Eurostat /1/. La part de la fiscalité s´élève à 53%, dont plus de 40% pour la charge de soutien aux énergies renouvelables.

Les quatre gestionnaires des réseaux de transport (GRT) 50Hertz, Amprion, TenneT et TransnetBW ont publié /2/, /3/ pour 2020 la charge de soutien aux énergies renouvelables (EEG – Umlage) et la charge de soutien au développement des réseaux offshore (Offshore – Netzumlage).

La base de calcul de la charge de soutien au développement des réseaux offshore repose sur les coûts prévisionnels de dédommagement des exploitants de parcs offshore non raccordés dans les temps d’une part, et les coûts prévisionnels pour la construction et l’exploitation des liaisons électriques des parcs offshore – auparavant inclus dans le tarif d´utilisation du réseau- d´autre part. Pour 2020, les calculs donnent un montant d’environ 1,6 milliard d’Euros.

La charge de soutien aux énergies renouvelables est calculée à partir de la différence entre le prix de l’électricité du marché et le prix de rémunération que les exploitants des installations d´énergies renouvelables électriques reçoivent.

Le calcul de la charge de soutien est basé sur les prévisions de la production d’électricité à partir des énergies renouvelables ainsi que sur la consommation électrique attendues en 2020. Les GRT s’attendent à une augmentation de la capacité d’énergie renouvelable de 5,6 GW en 2020, soit légèrement inférieure à celle de l’an dernier (5,8 GW). La croissance globale sera également ralentie en 2020 par les faibles prévisions de développement de l’éolien terrestre. En conséquence, la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables augmentera d´environ 9 TWh, soit 4 % (/2/, /4/).

Globalement, les GRT prévoient une indemnisation totale de 33,6 milliards d’Euros pour les exploitants d’énergies renouvelables en 2020. Les recettes de commercialisation de l’électricité verte au marché devraient s’élever à environ 9,0 milliards d’Euros. La différence, soit le montant de 24,6 milliards d’Euros ou de 6,825 €ct/kWh constitue les charges de soutien réelles aux énergies renouvelables.

Pour le calcul final des charges de soutien, on tient compte des provisions non utilisées sur le « compte EEG » 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 EEG » liées aux incertitudes sur les indemnités à payer aux exploitants d´énergies renouvelables dans l´année qui suit. Elle s´élève normalement à 10% de la charge de soutien aux énergies renouvelables. En 2020, la réserve de liquidité a été fixée à 8,0 % au lieu de 10%. Sa part à la charge de soutien est donc 0,549 €ct/kWh.

Les provisions non utilisées en 2019 ont été placées sur le « compte EEG » des gestionnaires de réseaux, actuellement en positif de 2,19 milliards d´ Euros mais environ 40% plus bas qu´en 2018. Cette provision du « compte EEG » sert à réduire les charges de soutien finales de 2020 de 0,618 €ct/kWh.

La figure 1 montre la répartition de la charge de soutien aux énergies renouvelables en 2020

Fig 1 composition
Figure 1 : Répartition des charges de soutien aux énergies renouvelables en 2020 hors TVA

La figure 2 montre l´évolution des charges de soutien aux énergies renouvelables depuis 2010, lesquelles ont plus que triplé. Le montant de la charge est resté relativement stable ces dernières années alors que la production d´électricité d’origine renouvelable a continué de progresser. Selon le Ministre Fédéral de l´Économie et de l´Énergie /4/, les nombreuses révisions de la loi sur les énergies renouvelables (EEG) ont rendu leur développement beaucoup plus abordable.

A titre de comparaison, le montant prévisionnel des charges de service public de l’énergie en France s’élève à 7,916 milliards d´Euros au titre de l’année 2020 selon la Commission de Régulation de l’Énergie /5/. Le soutien aux énergies renouvelables électriques, comparable à la charge de soutien allemande, représente 65 % de ce montant, soit 5,166 milliards d´Euros.

La charge de soutien aux énergies renouvelables en Allemagne est principalement supportée par les ménages et l’industrie non privilégiée. L´industrie électro-intensive est protégée sous forme d´un dégrèvement partiel qui se chiffre en milliards d´Euros.

La consommation totale des ménages allemands s´élèvera à environ 126 TWh en 2020 selon /6/. Si les fournisseurs d’électricité répercutaient intégralement l´augmentation de la charge de soutien aux énergies renouvelables de 0,351 €ct/kWh par rapport à 2019 sur les consommateurs, le prix de soutien des énergies renouvelables électriques pour l’ensemble des ménages allemands augmenterait d´environ  526 millions d’Euros, 19% TVA comprise car le fisc taxe la charge de soutien. Le revenu supplémentaire pour l’Etat par la TVA s’élèverait à environ 84 millions d’Euros. A chaque kilowattheure consommé l’Etat gagnerait alors presque 0,07 cent de plus.

Fig 2 EEG Umlage
Figure 2 : Évolution des charges de soutien aux énergies renouvelables entre 2010 et 2024 hors TVA

Les prévisions à partir de 2021 ne tiennent pas encore compte de la décision du gouvernement de réduire la charge de soutien de 0,25 €ct/kWh en vue de soulager les consommateurs compte tenu de l´introduction d´un prix carbone pour les émissions de CO2 dans les secteurs des transports et de chauffage/refroidissement non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émission /7/. Cette baisse est jugée insuffisante par la Fédération allemande des industries de l’énergie et de l’eau (BDEW) /8/.

 Références

 /1/ Eurostat (2019)

Prix de l’électricité pour client résidentiel – données semestrielles (à partir de 2007) [nrg_pc_204], Tranche 2500 kWh < Consommation > 5000 kWh, https://ec.europa.eu/eurostat/fr/data/database

 /2/ BNetzA (2019)

Bundesnetzagentur, Communiqué de presse du 15.10.2019 : EEG – Umlage 2020 beträgt 6,756 ct/kWh, EEG-Umlage auf Niveau der Jahre 2017-2018, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2019/20191015_EEG.html?nn=265778

/3/ Plateforme d´information des 4 gestionnaires des réseaux de transport en Allemagne (2019) : EEG – Umlage 2020, https://www.netztransparenz.de/EEG/EEG-Umlagen-Uebersicht/EEG-Umlage-2020

/4/ BMWi (2019)

Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, Communiqué de presse  du 15.10.2019 :  Altmaier: „Schrittweise Absenkung der EEG-Umlage notwendiger Schritt“, https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2019/20191015-schrittweise-absenkung-eeg-umlage-notwendiger-schritt.html

 /5/ CRE (2019)

Commission de régulation de l’énergie, Délibération N°2019-172, Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 11 juillet 2019 relative à l’évaluation des charges de service public de l’énergie pour 2020,

https://www.cre.fr/recherche?search_form%5BcontentType%5D=cre.search.publication_types.all&search_form%5BsearchText%5D=CSPE+2020&search_form%5BstartDate%5D=&search_form%5BendDate%5D=

 /6/ IE Leipzig (2019)

Leipziger in Institut für Energie , Mittelfristprognose zur deutschlandweiten Stromabgabe an Letztverbraucher 2020 bis 2024, https://www.netztransparenz.de/portals/1/2019-10-11_Endbericht_IE-Leipzig.pdf

 /7/ Allemagne-Energies

L´Allemagne met en place un « prix carbone » et fixe les émissions annuelles de CO2 à l´horizon de 2030, https://allemagne-energies.com/2019/10/16/lallemagne-met-en-place-un-prix-carbone-et-fixe-les-emissions-annuelles-de-co2-a-lhorizon-de-2030/

/8/ BDEW (2019)

Communiqué de presse du 15.10.2019 : BDEW zur EEG-Umlage: Runter mit der Steuerlast,

https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/bdew-zur-eeg-umlage-runter-mit-der-steuerlast/

 

 

L´Allemagne met en place un « prix carbone » et fixe les émissions annuelles de CO2 à l´horizon de 2030 (mise à jour du 23.10.2019)

Temps de lecture : 15 minutes

Le Conseil des ministres fédéraux a adopté le 25.9.2019 un document de 22 pages exposant les questions clés de la protection du climat à l´horizon 2030. Ce document a été présenté le 20.9.2019 par le « Cabinet Climat », un sous-comité du gouvernement fédéral (/1/, /2/).

Par la suite, ce document a été élaboré plus en détail sur 173 pages et adopté par le Conseil des ministres fédéraux le 9.10.2019, et un projet de loi sur le climat associé à ce dossier a été mis en route (/3/, /4/, /5/).

Le gouvernement allemand a adopté le 9.10.2019 le projet de loi de protection du climat 2030 ainsi qu´un programme associé. Le projet de loi fixe des objectifs juridiquement contraignants en matière d’émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique entre 2020 et 2030 afin d’atteindre en toute certitude les objectifs. Pour la première fois, l’objectif de neutralité carbone de l’Allemagne d’ici 2050 sera également ancré dans cette loi. Jusqu’à présent, l’objectif était une réduction de 80 à 95 % des émissions de CO2 d´ici 2050 par rapport à 1990. La loi entre à présent en examen au Parlement.

Sur 173 pages, le programme associé énumère pour chaque domaine (énergie, chaleur, transports et industrie) les mesures concrètes par lesquelles les objectifs climatiques doivent être atteints d’ici 2030, à savoir une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 55% par rapport à 1990. Il y a également des propositions visant à s’assurer que les citoyens ne soient pas surchargés par les coûts supplémentaires prévus.

L’épine dorsale du programme est l´instauration d´un système national de certificats d’émission c´est à dire un « prix carbone » pour les émissions de CO2 dans les secteurs des transports et de chauffage/refroidissement non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émission.

Les principales mesures adoptées pour atteindre les objectifs climatiques de 2030 sont les suivantes :

Prix carbone

Au cœur du programme de protection du climat 2030 se trouve la mise en place d´un prix  pour les émissions de CO2 des secteurs transports et de chaleur/refroidissement à partir de 2021. Concrètement, jusqu’à présent exemptées de ce type d’obligation, les entreprises pétrolière et pétrochimique, qui commercialisent le diesel, l’essence, le fioul, le mazout et le gaz naturel, seront dans l´avenir obligées d’acheter des droits à polluer.

Le prix des certificats peut varier au fil du temps. Afin de donner aux consommateurs le temps de s’adapter à la hausse des prix des produits pétroliers et du carburant, le nouveau système national d’échange de quotas d’émission démarrera en 2021 avec un prix fixé à l’avance pour chaque tonne de CO2. Selon le projet de loi du 23 octobre 2019 /12/, il sera initialement de 10 €/t CO2éq en 2021 et passera à 20 € en 2022, 25 € en 2023, 30 € en 2024 et 35€/t CO2éq en 2025. En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 35 € à 60 € par tonne de CO2. En 2025, il sera décidé si un corridor des prix sera également nécessaire à partir de 2027.

Le gouvernement fédéral réinvestira les recettes de la vente des certificats d´émission dans des mesures de protection du climat ou les restituera aux citoyens sous la forme d’une aide financière.

Le plan est jugé trop modeste par de nombreuses organisations face aux défis climatiques. A titre d´exemple, la Fédération allemande des industries de l’énergie et de l’eau (BDEW) juge les mesures encore mal conçues et incohérentes pour atteindre l´objectif d´une part de 65% des énergies renouvelables à la consommation d´électricité /6/. Au lieu de supprimer les obstacles, le développement des éoliennes terrestres serait encore rendu plus difficile avec l´introduction des distances minimales par rapport aux habitations. L’entrée timide dans la taxation du CO2 et la réduction insuffisante des prix de l’électricité seraient tout aussi décevantes.

A titre de comparaison, selon un rapport du Fonds monétaire international (FMI) un prix carbone de 75 $ la tonne de CO2 est préconisé d’ici 2030 /7/. La taxe carbone française s´élève  actuellement à 44,60 € /t CO2éq (environ 50 $). La loi de la transition énergétique française de 2015 fixait pour sa part une cible de 100 €/t CO2 en 2030 /8/.

Plafonnement des volumes annuels autorisés d’émissions

Afin d’atteindre effectivement les objectifs nationaux de protection du climat pour 2030, des objectifs annuels de réduction (quantités annuelles d’émissions) sont fixés pour les différents secteurs (voir aussi annexe 2 du projet de loi /5/) :

Fig 1_Objectifs reduction 2020_2023_1
Figure 1 : Objectifs annuels de réduction des émissions en Mt CO2éq (quantités annuelles d’émissions) pour les différents secteurs

Les mesures de protection du climat dans les secteurs mentionnés ci-dessus, y compris leur transposition juridique dans la législation, sont élaborées et présentées par les ministères fédéraux compétents. Ces ministères doivent également veiller à ce que les objectifs soient atteints. Le gouvernement déterminera chaque année les progrès réalisés en matière de protection du climat.  Un conseil d’experts suivra la mise en œuvre. Le Cabinet Climat du gouvernement examinera annuellement l’efficacité et le bien-fondé des mesures. Si un secteur n’atteint pas ses objectifs, le ministère responsable soumettra immédiatement un programme de suivi dans les trois mois. Sur cette base, le Cabinet Climat adaptera le programme de manière à ce que les objectifs soient atteints.

Le Bâtiment

Le secteur du bâtiment représente environ 14% des émissions nationales, soit 118 Mt CO2éq en 2020.

En 2030, au maximum 70 à 72 Mt CO2éq pourront être émis par an dans ce secteur. Le gouvernement veut rendre la construction et le logement en Allemagne plus respectueux de l’environnement avec un mix de subventions, de prix carbone et de mesures réglementaires.

Des mesures de rénovation énergétique telles que le remplacement des systèmes de chauffage, l’installation de nouvelles fenêtres et l’isolation des toitures et des murs extérieurs devraient bénéficier d’incitations fiscales à partir de 2020. Les taux de soutien actuels de la banque fédérale de développement seront augmentés de 10%.

Pour le passage d’anciens systèmes de chauffage au mazout et au gaz à des systèmes plus respectueux de l’environnement ou directement à la chaleur renouvelable, il y aura une « prime d’échange » avec une subvention de 40 % afin d’augmenter le taux de change des systèmes de chauffage au mazout.

A partir de 2026, l’installation de systèmes de chauffage au mazout ne sera plus autorisée dans les bâtiments où la production de chaleur écologique est possible.

Transports

Par rapport à 1990, les émissions dues aux transports doivent être réduites de 40 à 42 % d’ici 2030 et émettre entre 95 et 98 Mt CO2éq au maximum par an en 2030.

Cet objectif doit être atteint grâce à un ensemble de mesures visant à promouvoir l’électromobilité et le transport ferroviaire ainsi que par l´introduction du prix carbone.

D’ici 2030, 7 à 10 millions de véhicules électriques et un million de points de charge sont prévus en Allemagne.

Le réseau de transport local sera développé. Par exemple, il est prévu de promouvoir les parcs d’autobus à propulsion électrique, à hydrogène ou au biogaz.

Environ 86 milliards d’euros seront investis dans le réseau ferroviaire d’ici 2030. La TVA sur les billets de train pour les voyages à longue distance sera ramenée au taux réduit de 7 %. Le gouvernement fédéral augmentera la taxe sur le trafic aérien à partir du 01.01.2020 et empêchera le dumping des prix.

La taxe sur les véhicules à moteur thermique sera plus étroitement alignée sur leurs émissions de CO2. Pour les nouvelles immatriculations à partir du 1.1.2021, l´impôt sera principalement basé sur les émissions de CO2 par km et augmentera progressivement au-delà de 95 gCO2/km (barème du malus écologique).

Agriculture

Le secteur agricole doit émettre au maximum entre  58 et  61  Mt CO2éq par an en 2030. Les instruments existants réduiront les émissions à seulement 67 Mt CO2éq par an d’ici 2030. Le delta d’environ 6 à 9 Mt CO2éq par an sera bouclé grâce à une combinaison de mesures telles que moins d’excédents d’azote, plus d’agriculture biologique, moins d’émissions provenant de l’élevage, une gestion durable des forêts et l’utilisation du bois, et moins de déchets alimentaires.

Industrie

L’industrie doit réduire ses émissions à 140 -143 Mt CO2éq par an d’ici 2030, c´est-à-dire à environ la moitié par rapport à 1990. Elle a déjà réalisé une réduction substantielle. Sur cette base, un déficit de 43 à 48 Mt CO2éq par an doit être comblé, soit environ 25 %.

Des mesures de soutien en faveur de l’efficacité énergétique et de l’utilisation rationnelle des ressources ainsi que de l’expansion des énergies renouvelables devaient  permettre de réaliser les réductions de CO2 envisagées.

Secteur énergétique

Les émissions devaient se situer entre 175 et 183 Mt CO2éq par an d’ici 2030 dans le secteur énergétique. Des réductions considérables ont déjà été réalisées dans ce secteur. Cette évolution positive se poursuivra avec l’abandon progressif du charbon, le développement des énergies renouvelables et l’augmentation de l’efficacité énergétique.

Sortie progressive des centrales au charbon et lignite d´ici 2038

Selon les recommandations de la « Commission Croissance, Changement structurel et Emploi », également appelée « Commission Charbon », la sortie du charbon et du lignite pour produire de l’électricité est prévue au plus tard d´ici 2038. A partir de 2030, seule une capacité de 17 GW restera au réseau / 9/.  Le gouvernement fédéral a présenté fin août 2019 un projet de loi sur le renforcement structurel des régions lignitifères /10/ et décidera avant fin 2019 la sortie progressive la production d’électricité au charbon et lignite conformément aux recommandations de la Commission Charbon.

Augmentation de la part des énergies renouvelables

La poursuite d’un développement ambitieux et synchrone au développement des réseaux des énergies renouvelables est un élément décisif pour atteindre les objectifs climatiques. Le gouvernement allemand s’est fixé comme objectif d’atteindre une part de 65% d’énergies renouvelables dans la consommation d’électricité d’ici 2030 notamment par le développement de l´éolien (67-71 GW d´éolien terrestre, 20 GW d´éolien en mer) et du photovoltaïque (98 GW) soit une augmentation de la capacité installée de plus de 80% par rapport à fin 2018 /11/.

De nouvelles réglementations en matière d´éloignement entre éoliennes terrestres et habitations ainsi que de nouveaux avantages financiers pour les municipalités dans lesquelles les éoliennes sont construites devraient accroître leur acceptation.

L’objectif de développement d´éoliennes en mer sera porté de 15 à 20 GW en 2030 et le plafond actuel du photovoltaïque de 52 GW sera supprimé.

De plus le gouvernement reconnaît le rôle important des technologies de stockage pour la réussite de la transition énergétique, et elles devraient donc être exemptées des impositions en vigueur.

Recherche et développement

L’hydrogène « vert » est considéré comme jouant un rôle central dans la restructuration de l’économie. Le gouvernement présentera une stratégie « hydrogène »  d’ici fin 2019.

Le gouvernement soutiendra l’implantation d’une filière batterie en Allemagne à hauteur d’environ un milliard d’euros.

Le gouvernement encouragera aussi la recherche et le développement dans le domaine du stockage et de l’utilisation du CO2. Il peut s’agir d’une solution pour des émissions qui ne peuvent être évitées autrement.

Programme de soutien des citoyens

Des programmes de financement permettront à chacun de faire face aux nouvelles exigences de l’environnement.

Cela inclut, par exemple, la possibilité de déduction fiscale des rénovations énergétiques des bâtiments et une aide de financement pour le remplacement des systèmes de chauffage au mazout par de nouveaux systèmes de chauffage plus respectueux du climat. La prime pour l´achat d´un véhicule électrique sera reconduite.

Le gouvernement  réduira à  moyen terme les coûts de l’électricité afin de contrebalancer le nouveau prix carbone. Le principe : si les recettes provenant du prix carbone augmentent, le prix de l’électricité sera davantage réduit.

Les trajets domicile-travail bénéficieront d’un taux forfaitaire plus élevé à partir de 2021, en fonction de la distance parcourue.

En outre, les personnes qui perçoivent des aides au logement ne doivent pas subir la hausse des prix de l’énergie. Le gouvernement fédéral augmentera la subvention au logement de 10%.

Il y aura également un allègement pour les transports publics : pour les parcours à longue distance en train la TVA sera réduite de 19% à 7%.

Financement du programme

Tous les revenus supplémentaires provenant du programme de protection du climat seront réinvestis dans des mesures de protection du climat ou restitués aux citoyens à titre de compensation. Le gouvernement fédéral n’est pas désireux d’obtenir des recettes supplémentaires pour l’État.

Au total, environ 100 milliards d’Euros seront prévus d’ici à 2030, dont plus de 54 milliards d´Euros dans les quatre prochaines années.

Fig 2_Finanzplan_1
Figure 2 : Volume total du programme entre 2020 et 2023 (en millions d’Euros)

Le Fonds pour l’énergie et le climat reste  l’instrument de financement central pour la transition énergétique et la protection du climat en Allemagne.

Mise en œuvre du programme de protection du climat 2030

Le Cabinet des ministres a l´intention adopter avant fin 2019 les mesures législatives nécessaires à la mise en œuvre du programme de protection du climat pour 2030.

Bon nombre de ces mesures exigent des modifications du budget fédéral, de la législation ou de la réglementation. Comme toujours, la décision appartiendra au parlement (Bundestag) et à la chambre haute (Bundesrat).

Bibliographie

/1/ Bundesregierung (2019)

Eckpunkte für das Klimaschutzprogramm 2030, Fassung nach Klimakabinett

https://www.bundesregierung.de/resource/blob/975226/1673502/855f58eed07bcbbd697820b4644e83a7/2019-09-20-klimaschutzprogramm-data.pdf?download=1

/2/ Bundesregierung (2019)

Überblick Klimaschutzprogramm 2030

https://www.bundesregierung.de/breg-de/themen/klimaschutz/klimaschutzprogramm-2030-1673578

/3/ BMU (2019)

Communiqué de presse N° 173/19 du 09.10.2019 : „Schulze: Klimaschutz wird Gesetz!“, https://www.bmu.de/pressemitteilung/schulze-klimaschutz-wird-gesetz/

/4/ BMU (2019)

Klimaschutzprogramm 2030 der Bundesregierung zur Umsetzung des Klimaschutzplans 2050

https://www.bmu.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Klimaschutz/klimaschutzprogramm_2030_umsetzung_klimaschutzplan.pdf

/5/ BMU (2019)

Entwurf eines Gesetzes zur Einführung eines Bundes-Klimaschutzgesetzes und zur Änderung weiterer Vorschriften

https://www.bmu.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Gesetze/gesetzesentwurf_bundesklimaschutzgesetz_bf.pdf

/6/ BDEW (2019)

Stefan Kapferer zu den Klimabeschlüssen des Bundeskabinetts,

https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/stefan-kapferer-zu-den-klimabeschluessen-des-bundeskabinetts/

/7/ CDE – Connaissance des Energies (2019) 

Quel est le montant de la « taxe carbone » en France ?,  https://www.connaissancedesenergies.org/il-ny-pas-de-taxe-carbone-en-france-170601

/8/ CDE – Connaissance des Energies (2019)

Le juste prix d’une taxe carbone ? 75 dollars la tonne selon un rapport du FMI, https://www.connaissancedesenergies.org/afp/le-juste-prix-dune-taxe-carbone-75-dollars-la-tonne-selon-un-rapport-du-fmi-191010?utm_source=newsletter&utm_medium=fil-info-energies&utm_campaign=/newsletter/le-fil-info-energies-10-oct-2019

/9/ 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/.

/10/ Allemagne Energies (2019)

Le Conseil des ministres allemand approuve le projet de loi sur les aides fédérales pour accompagner la sortie du charbon, https://allemagne-energies.com/2019/09/01/le-conseil-des-ministres-allemand-approuve-le-projet-de-loi-sur-les-aides-federales-pour-accompagner-la-sortie-du-charbon/

/11/ Allemagne Energies (2019)

Le paysage énergétique allemand en 2018 , https://allemagne-energies.com/2019/01/07/le-paysage-energetique-allemand-en-2018/

/12/ BMU (2019)

Communiqué de presse du N° 186/19 du 23.10.2019 : „Bundeskabinett bringt nationalen Kohlenstoffdioxid-Emissionshandel auf den Weg“, https://www.bmu.de/pressemitteilung/bundeskabinett-bringt-nationalen-kohlenstoffdioxid-emissionshandel-auf-den-weg/