Allemagne : 1,4 milliards d’Euros pour stabiliser le réseau électrique en 2017

Le réseau de transport d’électricité constitue la colonne vertébrale du système électrique. La pénétration rapide et massive des énergies renouvelables – principalement éolien et photovoltaïque – et le retard pris dans le développement du réseau ont entraîné  une hausse des coûts pour stabiliser le réseau électrique outre-Rhin. Selon l’agence fédérale des réseaux, les coûts de stabilisation ont atteint un niveau record en 2017 et dépassé 1,4 milliards d’Euros.

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Dans un rapport publié le 18 juin 2018 /1/, /2/ l’agence fédérale des réseaux  (« Bundesnetzagentur ») annonce une forte hausse des coûts de stabilisation du réseau en 2017.

Cette hausse provient pour l’essentiel du retard pris dans le développement du réseau, lequel n’arrive pas à suivre le rythme auquel se développent les énergies renouvelables fatales.

Ce problème de congestion observé dans les zones où les actifs de production sont éloignés des zones de consommation (fermes éoliennes off-shore du nord de l’Allemagne pour des centres de consommation industrielle au sud) oblige les gestionnaires  (GRT) à recourir régulièrement à un management accru du réseau.

C’est d’abord la conduite des centrales conventionnelles qui est touchée par les interventions des GRT telles que :

  • Redispatching, consistant à modifier le plan de production et/ou de charge de manière à modifier les flux physiques sur le réseau de transport
  • Countertrading, qui est un échange réalisé entre deux GRT dans le sens inverse du flux contraignant

Si ces mesures ne suffisent plus à stabiliser le réseau, la loi sur l’énergie autorise l´écrêtement de la production d´énergies renouvelables intermittentes (éoliennes principalement).

Les coûts relatifs à la stabilisation du réseau ont atteint un nouveau record en 2017. Ils sont avec 1 448 M€ largement supérieurs aux coûts de l´année 2016 (893 M€) qui a connu des conditions météorologiques défavorables notamment pour l´éolien terrestre.

Deux effets ont joué. Au premier trimestre 2017 on a observé une augmentation  des activités de redispatch conséquence d’une pointe de consommation historiquement haute lors d’une vague de froid en Europe combinée avec une production éolienne faible. Au quatrième trimestre une production record des énergies renouvelables et notamment une forte hausse de la production éolienne nécessitait l´écrêtement d´éolien parce le réseau saturait.  Dans ce cas la loi allemande prévoit d’indemniser financièrement les producteurs d’énergies renouvelables.

La figure 1 montre l´évolution des coûts pour stabiliser le réseau électrique et la part de l’éolien et photovoltaïque à la production brute de l´électricité depuis 2011. On peut observer une certaine corrélation avec l´augmentation de la part de la production renouvelable fatale (éolien et photovoltaïque).

Les coûts sont composés de trois éléments : les coûts pour une capacité conventionnelle de réserve ( ~ 415 M€ en 2017), le redispatch et countertrading (~ 423 M€ en 2017) et l´indemnisation des producteurs d’énergies renouvelables qui pèse lourd dans la facture (~ 610 M€ en 2017).

Hausse des coûts de stabilisation du réseau
Figure 1 : Evolution des coûts de stabilisation du réseau et de la part des énergies renouvelables fatales à la production brute d´électricité /1/, /3/

Le total de ces coûts -1448 M€- est répercuté au consommateur via le tarif d’utilisation du réseau.

La lente modernisation du réseau électrique

Le plan actuel de développement du réseau de transport /4/, /5/ estime que 7700 km sont prioritaires (lignes nouvelles ou renforcement des lignes existantes). L´épine dorsale est constituée par les tracés nord – sud en courant continu d´environ 2100 km de longueur et d´une capacité totale de 10 GW.

Or la construction des lignes est lente. Outre les contraintes administratives, l’installation de nouvelles lignes se heurte aux refus des riverains et aux 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. A la fin du premier trimestre 2018 environ 12% (900 Km) des 7700 km ont été réalisés /5/.

Dans l’état actuel des choses, les lignes à courant continu ne seront pas opérationnelles avant 2025. La situation devrait donc s´améliorer après 2025 selon l´analyse des GRT.

Références

/1/ Bundesnetzagentur : Communiqué de presse du 18 juin 2018 « Bundesnetzagentur veröffentlicht Zahlen zu Redispatch und Einspeisemanagement für 2017 », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2018/20180618_NetzSystemSicherheit.html;jsessionid=594EC42BE117414BCB4C2B81E5C736E7?nn=265778

/2/ Bundesnetzagentur : « Quartalsbericht zu Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen »  Gesamtjahr und Viertes Quartal 2017, 18 juin 2018, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2018/Quartalsbericht_Q4_Gesamt_2017.pdf;jsessionid=6A56822655FB8C5ED5CD1253E1921F7D?__blob=publicationFile&v=2

/3/ AG Energiebilanzen (AGEB) : « Stromerzeugung nach Energieträgern 1990 – 2017 (Stand Februar 2018) », https://www.ag-energiebilanzen.de/

/4/ Énergies renouvelables : de nombreux défis

/5/ Bundesnetzagentur : « Leitungsvorhaben » Stand 1. Quartal 2018, https://www.netzausbau.de/leitungsvorhaben/de.html?cms_map=2

Chiffres clés du climat 2017 en Allemagne

  • L´ objectif 2020 de réduction de gaz à effet de serre (GES) est actuellement hors de portée selon le rapport 2017 /1/ des « Chiffres clés du climat »  (Klimaschutzbericht 2017) adopté par le gouvernement allemand le 13 juin 2018
  • Seule une réduction de 32% au lieu de 40 % sera atteinte d´ici 2020 par rapport à 1990. Le secteur énergétique par contre réduira ses émissions de presque 40%.

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Rappel de l´objectif 2020 en matière de climat

Selon les mesures phares de la transition énergétique, l’Allemagne prévoit de réduire ses émissions de GES de 40 % d’ici 2020 par rapport à 1990. Il s´agit  d´un objectif national  fixé en 2007. Cela correspond à une réduction des émissions d´environ 500 Mt CO2éq à 750 Mt CO2éq en 2020. Selon les données provisoires de l´agence fédérale de l´environnement (UBA), les émissions totales de gaz à effet de serre sont avec 905 Mt CO2éq en 2017 en léger recul par rapport à 2016 (909 Mt CO2éq) ce qui correspond à une réduction de 28% par rapport à 1990.

Selon le rapport 2017 une réduction de 32% serait atteinte d´ici 2020

Le gouvernement allemand a adopté le 13 juin 2018 le rapport 2017 des « Chiffres clés du climat » (Klimaschutzbericht 2017) /1/. Le rapport porte sur les objectifs 2020 de réduction des GES et donne des orientations  pour la commission « Croissance, reconversion structurelle et emploi » créée récemment /2/ et qui doit proposer d’ici début décembre 2018 des mesures pour réduire l´écart par rapport à l´objectif 2020.

Selon le rapport 2017, l´Allemagne est à la traine concernant l´objectif 2020 de réduction des GES et manquerait son objectif de 8 points de pourcentage, donc – 32% au lieu de – 40% d´ici 2020 par rapport à 1990. Cela signifie un écart d´environ 100 Mt CO2éq pour atteindre l´objectif visé. Sans le programme d´action décidé par le gouvernement en 2014 l´écart par rapport à l´objectif 2020 serait encore plus grand (12 points de pourcentage).

Les raisons fournies par le gouvernement pour l´écart sont :

  • la surestimation de l´efficacité des mesures engagées pour réduire les émissions de GES, notamment dans le secteur du transport
  • le bon développement conjoncturel des dernières années, au-delà des pronostics
  • la forte croissance démographique inattendue

Les tendances actuelles du développement conjoncturel et du volume de trafic font craindre que l´écart dépasse même 8 points de pourcentage.

Les mesures complémentaire décidées en 2014 n´ont pas produit le résultat souhaité

Déjà en 2014, pour rectifier le tir, le gouvernement d’Angela Merkel avait adopté une série de mesures visant à atteindre l’objectif de réduction de 40 % des émissions de CO2éq d’ici à 2020 /3/. Le rapport 2017 « Chiffres clés du climat »  montre maintenant que les mesures adoptées en 2014 n’économisent que 52 Mt CO2éq, deux tiers seulement de la réduction des émissions initialement envisagée. Cela concerne notamment les secteurs du transport et du bâtiment.

Le secteur énergétique réduira ses émissions de presque 40% d´ici 2020

Le rapport montre que le secteur énergétique – responsable pour 38% des émissions totales – réduira ses émissions de presque 40% par rapport à 1990 et remplit son objectif /4/. Cela concerne notamment les émissions CO2éq de la production d´électricité à base de lignite qui ont déjà baissé de 50% depuis 1990.

De plus, il est prévu d´arrêter en 2019 une capacité de 2,7 GW de centrales au lignite dans le but d´économiser 12,5 Mt CO2éq supplémentaires d´ici 2020.

Toutefois le rapport constate un retard considérable quant au secteur du transport. Les émissions du secteur du transport stagnent pratiquement et une réduction de seulement 3% à 4% est attendue d´ici 2020 par rapport à 1990. Des mesures comme la prime pour l’achat d’un véhicule électrique sont restées sans effet significatif jusqu´à maintenant. Avec environ 54 000 véhicules début 2018, l´Allemagne est loin de son objectif d´un million de véhicules électriques à l’horizon 2020.

 Références

/1/ BMU , communiqué de presse du 13 juin 2018 : « Kabinett beschließt dritten Klimaschutzbericht – Schätzung geht von etwa 32 Prozent Minderung bis 2020 aus », https://www.bmu.de/pressemitteilung/kabinett-beschliesst-dritten-klimaschutzbericht/

/2/ Le gouvernement allemand crée une commission devant émettre des propositions pour la sortie progressive de la production d’électricité à base de charbon et de lignite

/3/ SFEN :  « Climat : pour combler son retard, l’Allemagne prend de nouvelles mesures », 9 décembre 2014, http://www.sfen.org/rgn/climat-combler-retard-allemagne-prend-nouvelles-mesures

/4/ BDEW : communiqué de presse du 13 juin 2018 : « Energiewirtschaft Spitzenreiter bei CO2-Einsparungen in Deutschland « , https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/energiewirtschaft-spitzenreiter-bei-co2-einsparungen-deutschland/

 

Le gouvernement allemand crée une commission devant émettre des propositions pour la sortie progressive de la production d’électricité à base de charbon et de lignite

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Centrale à lignite de Neurath (source RWE)

Conformément au contrat de coalition,  le gouvernement allemand a nommé  le 6 juin 2018 une commission devant proposer des mesures pour atteindre les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre du plan de protection du climat (Klimaschutzplan 2050) dans le secteur énergétique (/1/, /2/, /3/). Pour ce secteur qui représente en 2016 environ 38% des émissions totales de l´Allemagne, le plan vise une réduction de 61% à 62% des émissions d´ici 2030 par rapport à 1990. Le secteur électrique fournit avec presque 90% la plus grande part des émissions du secteur énergétique.

Cette commission ouvre la possibilité d´apaiser le débat sociétal concernant la production d’électricité à base de charbon et de lignite et de donner en même temps la sécurité en termes de planification pour les énergéticiens, l´emploi et les régions en reconversion. A côté des propositions de mesures compensatoires d’aide à la restructuration des régions concernées et d´un calendrier de sortie progressive du charbon, la commission doit aussi évaluer les conséquences pour la sécurité d´approvisionnement et le prix de l´électricité /4/, /5/.

Objectifs de la commission

La commission aura pour mission d’élaborer une stratégie, un calendrier et une date de sortie du charbon et lignite pour que l’Allemagne respecte ses objectifs du plan de protection du climat sur la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Mais les membres de la commission devront se préoccuper au même titre de l’emploi dans les régions en reconversion. Plusieurs dizaines de milliers de jobs sont concernés, principalement en Rhénanie et en Lusace, en tenant compte des sous-traitants de l’industrie charbonnière.

De plus, la commission doit proposer des mesures pour réduire l´écart par rapport à l´objectif 2020 (- 40 % d’émissions par rapport à 1990), actuellement hors de portée.

Planning

La commission baptisée « Croissance, reconversion structurelle et emploi » doit commencer son travail en juin. Le planning est très ambitieux.

La proposition des mesures compensatoires d’aide à la restructuration des régions concernées est prévue pour octobre. La proposition des mesures supplémentaires pour réduire l´écart par rapport à l´objectif national 2020 de réduction des émissions (- 40% par rapport à 1990) doit être présentée début décembre, juste avant la prochaine conférence internationale sur le climat (COP) en Pologne. Le rapport final est attendu fin 2018.

Composition de la commission

La commission est composée de 24 membres. Il s’agit d’acteurs politiques et économiques, de responsables syndicaux, de membres d’associations de défense de l’environnement et de représentants des régions concernées par la reconversion.

A cela s’ajoutent les 4 présidents de la commission et 3 députés du parlement fédéral. Le ministère fédéral de l´économie et de l´énergie est responsable de la commission du point de vue organisationnel.

Donc des profils divers pour trouver un équilibre entre les nécessités écologiques, économiques et les contraintes sociales sans oublier la sécurité d´approvisionnement.

Un chantier difficile

La tache est difficile, alors que l´Allemagne perd déjà presque 12% de sa production d´électricité d´ici fin 2022 avec la sortie du nucléaire. En 2017  la part des centrales à charbon et lignite dans la production d´électricité était supérieure à 36%.

L´Allemagne prévoit de quasiment doubler la part actuelle des énergies renouvelables d´ici 2030 à 65% et vise notamment sur l’éolien et le photovoltaïque. Mais ces énergies fatales ne sont pas en mesure d´assurer à elles seules la sécurité d´approvisionnement. En l´absence de solutions de stockage massif d´énergie, la variabilité des énergies renouvelables éolienne et solaire nécessite le maintien en backup des centrales conventionnelles. Il faudrait donc remplacer à terme les centrales à charbon et lignite par des centrales à gaz moins émettrices en CO2 bien que les conditions financières pour la construction de nouvelles centrales ne soient pas réunies actuellement /4/, /5/.

Références

/1/ Bundesregierung : « Kabinett setzt Kommission ein, Strukturwandel aktiv gestalten », 6 juin 2018, https://www.bundesregierung.de/Content/DE/Artikel/2018/06/2018-06-06-kommission-wachstum-strukturwandel-beschaeftigung.html

/2/ Allemagne Diplomatie : « La sortie du charbon, c’est pour quand ? « , 7 juin 2018, https://allemagne.diplo.de/frdz-fr/aktuelles/03-Economie/-/2103394

/3/ BMWi, communiqué de presse du 6 juin 2018 : Bundeskabinett setzt Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“ ein,

https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2018/20180606-bundeskabinett-setzt-kommission-wachstum-strukturwandel-und-beschaeftigung-ein.html

/4/ BDEW, communiqué de presse du 6 juin 2018 : Stefan Kapferer zur Einsetzung der Kommission « Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung » , https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/stefan-kapferer-zur-einsetzung-der-kommission-wachstum-strukturwandel-und-beschaeftigung/

/5/ dena (deutsche Energie-Agentur) 6 juin 2018, « Es geht um mehr als Kohleverstromung, es geht um die Zukunft der Energiewende », https://www.dena.de/newsroom/meldungen/es-geht-um-mehr-als-kohleverstromung-es-geht-um-die-zukunft-der-energiewende/

L’Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) publie les résultats du 2ème appel d’offres 2018 pour l’éolien terrestre

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Le siège de l’Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) à Bonn

Le deuxième appel d’offres 2018 pour l’éolien terrestre a porté sur un volume de 670 MW /1/.

Comme pour le premier appel d´offres 2018 tous les projets devaient disposer d’une autorisation selon la loi fédérale allemande de protection contre les nuisances environnementales (Bundesimmissionsschutzgesetz), y compris les sociétés citoyennes /2/. La date limite de dépôt des offres était fixée au 2 mai 2018.

Pour la première fois, avec 604 MW, les offres soumises n´atteignent pas le volume mis en adjudication. Les offres retenues varient entre 4,65 ct/kWh et 6,28 ct/KWh, le montant moyen de l’adjudication (ct/kWh) s´élève à 5,73 ct/kWh, donc en hausse par rapport au montant moyen du premier appel d´offres de février (4,73 ct/kWh).

Les sociétés citoyennes ont obtenu 19% des adjudications. Selon la règle spécifique aux projets citoyens « pay-as-clear », elles obtiennent la valeur de référence la plus chère parmi les projets retenus, à savoir  6,28 ct/KWh,  les autres offrants retenus ne recevant que la valeur de référence proposée dans l´appel d´offres  (pay-as-bid).

Références

/1/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 17 Mai 2018 : « Ergebnisse der zweiten Ausschreibung für Wind an Land 2018 », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2018/20180517_Windausschreibung.pdf?__blob=publicationFile&v=2

/2/ Retour d´expérience des appels d´offres de l´éolien terrestre en 2017

 

Pour les hivers 2018-2019 et 2019-2020, l´agence fédérale des réseaux évalue à 6,6 GW la capacité de réserve des centrales thermiques à flamme

  • Le scenario le plus contraignant pour la stabilité du réseau est une production éolienne élevée dans le nord d´Allemagne combinée avec une demande d´électricité accrue dans la soirée après le coucher du soleil.
  •  En plus d´un management accru du réseau (redispatch), il faut le cas échéant activer des centrales thermiques à flamme de réserve jusqu´à 6,6 GW dans le sud de l´Allemagne.
  •  La situation en hiver 2019 – 2020 serait semblable. Il n´est donc pas question d´une détente de la situation avant la mise en service de nouvelles lignes et notamment les tracés nord – sud en courant continu, prévue pour 2025.

L´agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) a publié le 30 avril 2018 son analyse concernant le besoin de capacité de réserve de centrales thermiques à flamme pour les hivers 2018-2019 et 2019-2020 /1/. Cette analyse s´appuie sur le rapport des gestionnaires de réseau /2/.

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Centrale d´Irsching (Uniper) à Vohburg/Danube en Bavière (Centrale de réserve)

Situation de départ

La transition énergétique conduit à des changements profonds dans la structure et la distribution de la production d´électricité

  • sortie du nucléaire d´ici 2022
  • arrêt des capacités de production conventionnelles et absence de nouveaux projets par manque de rentabilité
  • augmentation des capacités d´éolien dans le nord et des capacités de photovoltaïque dans le sud de l´Allemagne
  • exigences accrues au réseau de transport compte tenu de l´augmentation de la distance entre les lieux de production et de consommation de l´électricité
  • retard du développement des réseaux de transport conduisant à court et moyen terme à une augmentation du risque pour la sécurité d´approvisionnement

Le scenario « pointe de consommation hivernale/ production élevée d´éolien » dimensionnant pour la sécurité du système électrique

Les gestionnaires de réseau ont étudié l’impact de différentes combinaisons d’aléas de production, d´acheminement et de consommation pour évaluer les risques pour le système électrique.

Le scenario « Dark – doldrums », c´est-à-dire des épisodes prolongés de production éolienne et solaire quasi nulle, combinée à une demande d´électricité accrue de fin d´automne ou en hiver serait maitrisé en tenant compte de la contribution des interconnexions européennes à la sécurité de l’approvisionnement.

Le scenario le plus critique pour la stabilité du réseau ne serait pas une fragilisation de l’approvisionnement en électricité, mais au contraire une production éolienne élevée dans le nord combinée avec une demande d´électricité accrue au sud de l´Allemagne dans la soirée après le coucher du soleil. La consommation de pointe est évaluée à 87,9 GW y compris les pertes dans les réseaux de distribution d´environ 2%. Ce scenario tient également compte d´une exportation élevée de l´ordre de 13 GW.

Ce scénario nécessite la capacité de réserve la plus élevée pour les raisons suivantes:

  • L´injection élevée d´une production éolienne sur le réseau du nord de l´Allemagne conduit à une baisse du prix de l´électricité au marché spot.
  • Un grand nombre de centrales à charbon et à gaz en Allemagne du Sud et des pays voisins du Sud arrêtent leur production en fonction de leurs coûts marginaux, et l´export de l’électricité augmente considérablement compte tenu du faible prix spot.
  • L´exportation élevée combinée avec une production conventionnelle réduite conduit à des flux nord – sud élevés et à la surcharge  de certaines parties du réseau de transport.

Outre un management accru du réseau (redispatch) il faut dans cette situation activer des centrales conventionnelles de réserve dans le sud de l´Allemagne. Il s´agit des centrales  thermiques à flamme d´une capacité totale de 6,6 GW considérées d´importance systémique,  et pour lesquelles la demande d´arrêt des exploitants pour cause de rentabilité insuffisante n´a pas été accordée.  Ces centrales de réserve ne sont pas autorisées à participer au marché de production mais seront uniquement employées à la demande des gestionnaires de réseaux pour le maintien de la stabilité du système électrique.

La situation de l’hiver 2019 – 2020 serait semblable. Il n´est donc pas question d´une détente de la situation avant la mise en service de nouvelles lignes et notamment les tracés nord – sud en courant continu d´environ 2100 km de longueur et d´une capacité totale de 10 GW. Dans l’état actuel des choses, les lignes à courant continu seront opérationnelles en 2025. La situation devrait donc s´améliorer après.

Références

/1/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 30 avril 2018 :  » Bundesnetzagentur gibt Netzreservebedarf bekannt », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2018/20180430_Netzreserve.html

/2/ Gestionnaires de réseau : « Abschlussbericht Systemanalysen 2018 », 22 mars 2018 (mise à jour), https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/Systemanalyse_UeNB_2018.pdf?__blob=publicationFile&v=2

Sortie accélérée du nucléaire en Allemagne; dédommagement des énergéticiens en perspective (mise à jour du 23 mai 2018)

Les indemnisations à payer aux exploitants nucléaires s´accumulent pour l’Etat allemand. E.ON, RWE et EnBW ont déjà reçu un remboursement de 7 milliards d’Euros intérêts inclus. En juin 2017 la Cour Constitutionnelle allemande avait jugé que la taxation du combustible nucléaire était illégale/1/.

Selon le jugement de la Cour Constitutionnelle de fin 2016 quant à la validité de la Loi Atomique de 2011 /2/, les exploitants sont en droit d’exiger une indemnisation de l’Etat allemand pour sur la sortie accélérée du nucléaire. Pour la mise en œuvre du jugement le Gouvernement a entériné le 23 mai 2018 un projet d´amendement à la Loi Atomique dans ce sens /3/ . RWE et Vattenfall  recevront une indemnisation financière estimée à  moins d’un milliard d’Euros. Le montant exact ne sera connu qu´en 2023.

En cas de  jugement favorable du tribunal d’arbitrage de la banque mondiale situé à Washingtonn Vattenfall pourrait espérer une indemnisation financière encore plus élevée. Le jugement est attendu courant 2018.

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Centrale nucléaire de Biblis, arrêtée définitivement suite au 13e amendement de la loi Atomique de 2011

Historique

Suite à la décision du gouvernement de sortir du nucléaire d’ici 2022 sans compensation pour les exploitants nucléaires, RWE et E.ON et le suédois Vattenfall ont attaqué la validité du 13e amendement de la Loi Atomique de 2011. EnBW n’a pas fait de recours en justice.

La Cour Constitutionnelle allemande de Karlsruhe a rendu son jugement le 6 décembre 2016 /2/. Les juges ont estimé que les exploitants sont en droit d’exiger une indemnisation de l’Etat allemand pour :

  • les pertes d´exploitation par rapport aux quotas d’énergie accordés dans le cadre de la Loi Atomique de 2002. Celle-ci attribuait un quota (en térawattheure) à produire par réacteur. La loi de 2011 a rendu impossible la production de ces quotas.
  • les investissements engagés entre le 28 octobre 2010 et 16 mars 2011 suite à l´allongement de durée d´exploitation de 12 ans en moyenne fixé par la Loi Atomique de 2010.

Concrètement,  les pertes d´exploitation par rapport aux quotas d’énergie accordés concernent RWE  avec un reste d´environ 42 TWh pour la centrale nucléaire de Mülheim-Kärlich arrêtée en 1988 [1] et Vattenfall avec environ 46 TWh pour les centrales de Brunsbüttel et Krümmel arrêtées en 2011. Selon la Cour Constitutionnelle, les exploitants auraient pu compter sur l´utilisation de ces quotas accordés par la Loi Atomique de 2002. E.ON est dans un cas différent, disposant de la possibilité de consommer son quota dans ses centrales nucléaires encore en service.

Le 2e point de critique des juges concernait les investissements engagés par les énergéticiens entre la décision du 28 octobre 2010 du Parlement allemand de prolongation de fonctionnement des réacteurs et leur arrêt d’exploitation mi-mars 2011 suite à l´accident de Fukushima. Le législateur aurait dû dédommager les entreprises pour les investissements  réalisés pendant ces 4 mois en vue d´une prolongation de fonctionnement de leurs réacteurs. Toutefois l´existence réelle de ces investissements devra être justifiée par les exploitants.

Mise en en œuvre de la modification de la Loi Atomique jusqu’à mi-2018

La Cour Constitutionnelle a donné plusieurs options au législateur pour indemniser les exploitants nucléaires:

  • Option 1: report des dates finales d´exploitation fixes définies dans la Loi Atomique de 2011 (arrêt des derniers réacteurs fin 2022) pour permettre aux exploitants l´utilisation des quotas (en térawattheure) restants.
  • Option 2 : obliger RWE et Vattenfall à vendre leurs quotas restants à E.ON ou EnBW pour que ces deux exploitants puissent faire fonctionner leurs réacteurs plus longtemps sans dépasser la date-butoir de fonctionnement selon la Loi Atomique 2011
  • Option 3 : accorder une indemnisation financière appropriée aux énergéticiens

Berlin a jusqu’à mi-2018 pour modifier la Loi Atomique dans le sens du jugement de la Cour Constitutionnelle.

Le projet de Loi Atomique du Ministère Fédéral de l´Environnement opte pour l´indemnisation financière des exploitants

Selon le Ministère Fédéral de l´Environnement, l´ indemnisation financière serait la seule option viable pour garantir la sortie du nucléaire le plus rapidement possible /3/. Le ministère a établi un projet d´amendement à la Loi Atomique dans ce sens pour concertation interministérielle. Le Gouvernement a entériné le 23 mai 2018 ce projet du 16e amendement à la Loi Atomique /5/.  La loi passera maintenant devant le Parlement allemand.  La Commission Européenne doit donner son feu vert avant l´entrée en vigueur de la loi.

Selon le Ministère de l´Environnement, l´option 1 ne correspond pas à l´idée fondamentale de la Loi Atomique de 2011 de la sortie accélérée du nucléaire telle que décidée dans un consensus inter-partis par une grande majorité du parlement. Cette option contredisait en fait l’idée fondamentale.

L´option 2 ne serait pas viable non plus selon le Ministère de l´Environnement. La Loi Atomique actuelle permet déjà, sur une base volontaire, le report de quota d´une centrale vers une autre. La décision appartient aux exploitants et non à l´Etat. De plus un report de quota sans toucher aux dates-butoirs d´arrêt fixées par la loi ne serait pas suffisant pour consommer les quotas restants et il faudrait néanmoins prévoir une indemnisation financière. Un report obligatoire de quota octroyé aux exploitants serait une procédure juridique complexe avec le risque de retarder considérablement la mise en œuvre de la modification de la Loi Atomique.

Estimation du montant des indemnités financières

Le montant final ne sera fixé qu´en 2023 car les quotas non consommés ne seront connus qu´à ce moment-là, après l´arrêt définitif de tous les réacteurs nucléaires. Dans la mesure du possible,  le législateur attend des exploitants de transférer à d´autres centrales les quotas non consommés avant fin 2022. En conséquence les estimations actuelles recèlent un degré considérable d’incertitude. L´indemnisation sera calculée à partir du prix de vente de l´électricité sur le marché entre 2011 et 2022 moins les coûts d´exploitation des centrales.

Selon les premières estimations du ministère,  le montant des indemnités financières approcherait le milliard d´Euros pour RWE et Vattenfall, loin toutefois des 19 milliards d’Euros initialement estimés par les exploitants.

Plainte de Vattenfall contre l´Etat allemand

Outre la procédure juridique engagée en Allemagne, l’énergéticien suédois Vattenfall réclame 4,7 milliards d’Euros plus intérêts à l’Etat allemand pour l’arrêt de Krümmel et Brunsbüttel devant le CIRDI (Centre international pour le règlement des différends relatifs aux investissements), tribunal d’arbitrage de la banque mondiale situé à Washington. RWE et E.ON, producteurs allemands, ne peuvent utiliser ce recours.

L´Etat allemand a rejeté la plainte de Vattenfall comme étant non fondée /6/, notamment suite à l´arrêt de la Cour Européenne du 6 mars 2018 /7/ jugeant incompatible avec le droit de l´Union la saisie d´un tribunal arbitral en cas de litige entre pays de l´Union Européenne.

Le jugement du CIRDI est attendu courant 2018.

[1] Première mise en service en 1986, la centrale nucléaire de Mülheim-Kärlich fut arrêtée en septembre 1988. En 2000, dans le cadre de l´accord avec le gouvernement fédéral sur l´abandon progressif du nucléaire, RWE décide le démantèlement de la centrale de Mülheim-Kärlich.  En contrepartie RWE obtient un quota d´électricité supplémentaire de 107,25 TWh restant à produire dans ses autres centrales nucléaires /4/.

 Références

/1/ SFEN :  » Allemagne : jugement de la cour constitutionnelle, la taxe sur le combustible était illégale « , 8.6.2017, http://www.sfen.org/rgn/allemagne-jugement-cour-constitutionnelle-taxe-combustible-etait-illegale

/2/ SFEN :  » Fermeture de réacteurs : indemnisation des électriciens allemands en vue », 7.12.2016, http://www.sfen.org/rgn/fermeture-reacteurs-indemnisation-electriciens-allemands-vue

/3/ BMUB, communiqué de presse n° 105/18 du 23 Mai 2018 : « Bundesregierung führt beschleunigten Atomausstieg konsequent fort », https://www.bmu.de/pressemitteilung/bundesregierung-fuehrt-beschleunigten-atomausstieg-konsequent-fort/

/4/ SFEN : « L’Allemagne bientôt en plein démantèlement « , 12.11.2015,  http://www.sfen.org/le-blog-des-energies/allemagne-bientot-demantelement

/5/ Gesetzentwurf der Bundesregierung eines Sechzehnten Gesetzes zur Änderung des Atomgesetzes,  https://www.bmu.de/gesetz/gesetzentwurf-der-bundesregierung-eines-sechzehnten-gesetzes-zur-aenderung-des-atomgesetzes/

/6/ Extrait Drucksache 19/1979 du 4 mai 2018, Deutscher Bundestag, 19.Wahlperiode, Réponse du secrétaire d’état parlementaire au Ministère Fédéral de l´Économie et de l´Énergie Thomas Bareiß du 27 avril 2018, Drucksache 19_1979 _ Vattenfall

/7/ Arrêt de la Cour Européenne (grande chambre) du 6 mars 2018, Affaire C-284/16, Achmea BV,  http://curia.europa.eu/juris/liste.jsf?language=fr&td=ALL&num=C-284/16

 

Résultats du 2ème appel d´offres éolien mer en Allemagne – fin du tarif de soutien dans l´avenir ?

  • L´agence fédérale a publié les résultats le 27 avril 2018 : comme en 2017 l’offre la plus basse était 0,0 c€/kWh. Le montant moyen de l´adjudication était avec 4,66 c€/kWh plus élevé qu´en 2017 (0,44 c€/kWh).
  • Le volume était avec 1610 MW légèrement plus élevé qu´en 2017 (1490 MW) avec 3 projets retenus en mer Baltique (500 MW) et 3 en mer du Nord.
  • Le résultat d´appels d´offres en avril 2018 aura un impact important pour l´avenir car, selon la loi, les prix proposés dans les futurs appels d´offres ne  devraient  pas dépasser l´offre la plus basse en 2018  soit 0 c€/kW

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Fin 2017 l´Allemagne disposait d´une capacité totale de 5 387 MW d´éolien en mer. Un état des lieux au 1er janvier 2018 a été publié par l´ office franco-allemand pour la transition énergétique (OFATE) /1/. Selon le planning actuel, une capacité de 7 700 MW d´éolien en mer sera mise en service d’ici 2020. Les projets sont presque tous attribués.

Une nouvelle loi sur le soutien et le développement de projets éoliens en mer (Windenergie-auf-See-Gesetz) est entrée en vigueur début 2017 (/2/, /3/). Elle prévoit un objectif inchangé de 15 GW de capacité installée d’ici 2030 mais des appels d’offres obligatoires pour tous les projets éoliens en mer pour lesquels la mise en service est prévue à partir de 2021.

Après une phase transitoire (éolien mis en service 2021- 2025) la loi prévoit le passage à un « modèle centralisé » pour la mise en service des projets éoliens en mer à partir de 2026, c’est-à-dire un système où une première analyse et les pré-études sur les sites susceptibles d’accueillir des projets éoliens en mer seront réalisées par l’État. Le tableau1 résume  le planning jusqu´en 2030.

Tableau 1 : Appels d´offres d´éolien mer en Allemagne – mise en service 2021 à 2030

Dates d´appels d´offres Volume mis aux enchères Mise en service prévue
1.4.2017 1550 MW 2021- 2025
1.4.2018 1550 MW dont 500 MW en mer Baltique 2021- 2025
1.9.2021 700 – 900 MW* 2026
1.9.2022 700 – 900 MW* 2027
1.9.2023 700 – 900 MW* 2028
1.9.2024 700 – 900 MW* 2029
1.9.2025 700 – 900 MW* 2030

*) la moyenne annuelle mise aux enchères ne devant pas dépasser 840 MW

Pour assurer une continuité du développement de l´éolien en mer, les appels d’offres de la phase transitoire visaient les projets de parcs éoliens qui était déjà en cours de planification et de développement avant le 1er aout 2016. Au total 3100 MW (des appels d´offres en avril 2017 et avril 2018) ont été attribués pendant cette phase transitoire.

Les résultats des deux appels d´offres publiés par l´agence fédérale de réseaux (/4/, /5/) sont résumés au tableau 2

Tableau 2 : Résultats des appels d´offres d´éolien en mer (phase transitoire)

Avril 2017 Avril 2018
Volume faisant l´objet de l´appel d´offres 1490 MW 1610 MW dont 500 MW en mer Baltique
Montant moyen de l´adjudication (c€/kWh) 0,44 4,66
Montant le plus bas retenu (c€/kWh) 0,00 0,00
Montant le plus élevé retenu (c€/kWh) 6,00 9,83

Comme en 2017 l’offre la plus basse était 0,0c€/kWh. La plus haute était de 9,83c€/kWh, ce qui conduit à un montant moyen de 4,66 c€/kWh plus élevé qu´en 2017. Le volume était avec 1610 MW plus élevé qu´en 2017 avec 3 projets retenus en mer Baltique (500 MW) et 3 en mer du Nord. Le nombre des offrants était plus réduit en 2018, seuls les projets déjà en cours de planification et de développement et n´ayant pas été retenus lors du premier appel d´offres en 2017 avaient le droit de participer aux enchères.

Pour mémoire : les coûts de  raccordement au réseau sont supportés par les gestionnaires de réseaux et financés par le consommateur via le tarif d´utilisation du réseau.

Vers la fin du tarif de soutien de l´éolien en mer ?

Déjà les résultats d´appels d´offres 2017 étaient accueillis avec beaucoup d´étonnement et considérés comme une première mondiale. En effet les énergéticiens Dong Energy /6/ et EnBW /7/ se passeront totalement des soutiens sur les parcs OWP West (240 MW, Dong Energy) , Borkum Riffgrund West 2 (240 MW, Dong Energy) et He Dreit (900 MW, EnBW).

Selon les énergéticiens, la vente au prix du marché n’est rendue possible que par les circonstances très favorables des projets. Non seulement les coûts de raccordement ne sont pas inclus, mais aussi l’échéance envisagée – 2024 et 2025 – laisse le temps de profiter du progrès rapide du développement technologique de l´éolien. De plus le régime de vent de ces champs serait favorable et les deux énergéticiens bénéficieront de synergies avec des parcs qu’ils exploitent à proximité.

Mais le résultat des appels d´offres en avril 2018 aura un impact beaucoup plus important pour l´avenir. Le § 22 (1) de la loi sur le soutien et le développement de projets éoliens en mer (Windenergie-auf-See-Gesetz) stipule /3/ : « …le montant (de l´offre) le plus élevé accepté correspond au montant le plus bas retenu lors de l´appel d´offres d´avril 2018… » c’est-à-dire pour les futurs appels d´offres,  les prix de soutien proposés ne devraient pas dépasser 0 c€/kWh !

Le § 22 (2) de la loi prévoit que l´agence fédérale pourrait modifier la valeur maximale de référence dans la limite de 10% par rapport au montant le plus bas retenu lors de l´appel d´offres d´avril 2018 « …si des éléments nouveaux venaient à indiquer que la valeur serait trop élevée ou trop basse… »

A suivre,  mais les résultats d´appels d´offres en Allemagne auront sans doute une influence sur les prix retenus en France.

 Références

/1/ OFATE Baromètre OFATE de l’éolien en mer en Allemagne, état des lieux au 1er janvier 2018, 13 Mars 2018, https://energie-fr-de.eu/fr/energie-eolienne/actualites/lecteur/barometre-ofate-de-leolien-en-mer-en-allemagne-etat-des-lieux-au-1er-janvier-2018.html

/2/ BNetzA : Win­d­ener­gie­an­la­gen auf See, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Ausschreibungen/Offshore/offshore-node.html

/3/ Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See (Windenergie-auf-See-Gesetz – WindSeeG), 13 octobre 2016, http://www.gesetze-im-internet.de/windseeg/WindSeeG.pdf

/4/ BnetzA, Communiqué de presse du 13 avril 2017, Bundesnetzagentur erteilt Zuschläge in der ersten Ausschreibung für Offshore-Windparks https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2017/13042017_WindSeeG.html

/5/ BnetzA, Communiqué de presse du 27 avril 2018 : « Ergebnisse der zweiten Ausschreibung für Offshore-Windparks », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2018/20180427_Offshore.html?nn=265778

/6/ DONG Energy, Communiqué de presse du 13 avril 2017 : « DONG Energy awarded three German offshore wind projects », https://orsted.com/en/Company-Announcement-List/2017/04/1557851

/7/ EnBW, Communiqué de presse du 13.4.2017 : « EnBW erhält in erster deutscher Offshore-Windauktion Zuschlag für 900 Megawatt starken Offshore-Windpark „He Dreiht“, https://www.enbw.com/unternehmen/presse/pressemitteilungen/presse-detailseite_157185.html

 

 

Retour d´expérience du premier appel d’offres combinant solaire et éolien

Le premier appel d’offres bi-technologies photovoltaïque et éolien terrestre s´est avéré un échec. Seules des offres « photovoltaïque » ont été retenues avec une valeur de référence moyenne de 4,67 c€/kWh. En revanche aucune des 18 offres « éolien terrestre » n’a reçu l’adjudication.

Répondant à un souhait de la commission européenne, l´Allemagne prévoit deux fois par an des appels d´offres pilotes de 200 MW chacun, ouverts à des projets d’éoliennes terrestres et d’installations solaires photovoltaïques /1/.

Les résultats  du premier appel d’offres bi-technologies, lancé en février 2018 ont été publiés par l´agence fédérale de réseau (Bundesnetzagentur) le 12 avril 2018 /2/. Seules des offres « photovoltaïque » ont été retenues avec une valeur de référence moyenne de 4,67 c€/kWh. Les offres retenues varient entre 3,96 c€/kWh et 5,76 c€/kWh. La valeur de référence moyenne du dernier appel d´offres purement « photovoltaïque » en février 2018 était avec 4,33 c€/kWh légèrement inférieur /3/.

Les conditions de participation au premier appel d’offre bi-technologie ont été définies comme suit /4/ :

  • les projets d’installations photovoltaïques doivent afficher une puissance minimale de 750 kW ; la limite de puissance des centrales solaires au sol est fixée à 10 MW, avec toutefois quelques exceptions jusqu’à 20 MW dans des régions touchées par la restructuration suite à l´abandon des centrales à lignite.
  • les projets éoliens doivent afficher une puissance minimale de 750 kW. Contrairement aux appels d’offres selon la loi 2017, les avantages aux sociétés de citoyens et le modèle d´un facteur de qualité en fonction du site réel ne sont pas appliqués. Les offrants ne reçoivent que la valeur de référence proposée dans leurs offres (pay-as-bid). Pour plus d´informations sur les modalités des appels d´offres d´éolien selon la loi 2017 sur les énergies renouvelables voir aussi Énergies renouvelables : de nombreux défis.

Une autre spécificité de cet appel d’offres était, outre sa neutralité technologique, de favoriser des régions où n´existent pas déjà de nombreuses centrales à base d´énergies renouvelables pour limiter les coûts supplémentaires de raccordement au réseau.

Le résultat de cet appel d´offres montre bien que le photovoltaïque est devenu plus en plus compétitif. Les coûts de production des parcs solaires  photovoltaïques d´une puissance supérieure à 750 kW ont baissé de 90% depuis les années 2000.

Fin 2017 la capacité du parc solaire photovoltaïque en Allemagne a atteint 43,4 GW et le photovoltaïque a produit environ 40 TWh, représentant 6,4% de la production nette. Cela correspond à un fonctionnement d´environ 39 JEPP (jours équivalent pleine puissance). A titre de comparaison, le nucléaire a produit l´équivalent d´environ 287 JEPP et le lignite 270 JEPP en 2017 /5/.

Pour plus d´information en français sur l´énergie solaire photovoltaïque en Allemagne, il est fait référence à deux publications récentes /6/, /7/ de l´office franco-allemand pour la transition énergétique (OFATE).

La France elle aussi s’apprête à ouvrir un appel d’offres de 200 mégawatts en métropole continentale auquel pourront répondre des projets éoliens et solaires. Il sera intéressant de comparer les résultats avec ceux outre-Rhin.

Références

/1/ BMWi, communiqué de presse du 12.4.2018 : « Le secrétaire d’État Thomas Bareiß au sujet des résultats du premier appel d’offres commun d’énergie PV et éolienne », https://www.bmwi.de/Redaktion/FR/Pressemitteilungen/2018/20180412-bareiss-zu-den-ergebnissen-der-ersten-gemeinsamen-ausschreibung-von-pv-und-wind.html

/2/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 12.4.2018 : « Ergebnisse der gemeinsamen Ausschreibung von Wind- und Solaranlagen », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2018/20180411_GEMA.pdf;jsessionid=82F2C111EF7E44CA2807BC61C27C1176?__blob=publicationFile&v=3

/3/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 20.2.2018 : « Bundesnetzagentur gibt Ergebnisse der Ausschreibungen für Wind und Solar zum Gebotstermin 1. Februar 2018 bekannt », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2018/20180220_Ausschreibungen.html?nn=265778

/4/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 19.2.2018 : « Bundesnetzagentur startet gemeinsame Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land und Solaranlagen », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2018/20180219_GEMA.html?nn=265778

/5/ BDEW : Jahresvolllaststunden 2010 – 2017, https://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/jahresvolllaststunden/

/6/ OFATE : « L´énergie solaire photovoltaïque en Allemagne, État des lieux janvier 2018 », https://energie-fr-de.eu/fr/energie-solaire/actualites/lecteur/barometre-sur-le-photovoltaique-en-allemagne.html

/7/ OFATE : Utilisation des surfaces pour les centrales PV au sol en Allemagne, Réglementation en Allemagne, Octobre 2017, https://energie-fr-de.eu/fr/energie-solaire/actualites/lecteur/memo-sur-lutilisation-des-surfaces-pour-les-centrales-pv-au-sol-en-allemagne.html

La transition énergétique : Selon McKinsey l´Allemagne aura du mal à atteindre ses objectifs d’ici 2020 et performe comparativement moins bien que d´autres pays européens

Depuis 2012 McKinsey publie un baromètre semestriel qui analyse la progression de la transition énergétique allemande. Le cabinet s’appuie sur les trois critères du triangle énergétique : la sécurité d’approvisionnement, l’économie et la protection de l’environnement et du climat.  Le cabinet évalue 14 indicateurs sous l’angle de leur progression vers les objectifs prévus pour 2020.

Huit des quatorze indicateurs dans le rouge

Le baromètre actuel publié en mars 2018 n’incite pas à l’optimisme (/1/, /2/).  Douze indicateurs ont évolué depuis la dernière publication en automne 2017 /3/, seuls cinq empruntent la bonne trajectoire au regard des objectifs fixés pour 2020.   Parmi eux figurent l’objectif déjà atteint de 35 % d’énergies renouvelables dans la consommation brute de l´électricité (36,4% en 2017), le nombre d´emplois liés aux renouvelables et à  l´industrie électro-intensive, la réduction des coupures de courant non prévues ainsi que la marge de réserve des capacités de production électrique par rapport à la pointe.

Un léger besoin d’adaptation existe pour l´indicateur « capacité d´interconnexions électriques ». Ce critère, nouvellement introduit, évalue la capacité transfrontalière d’échanges nécessaire pour garantir la sécurité de l’alimentation électrique. La Commission Européenne (CE) retient un objectif de capacité d’interconnexions de  10 % pour 2020 et 15 % pour 2030 pour chaque pays rapporté à la capacité électrique installée : celle de l´Allemagne s´élève actuellement à 7%. Elle est en fort recul depuis 2016 compte tenu du développement massif des énergies renouvelables et des flux en boucle, appelés « loop flows »  dans les pays voisins pour acheminer du courant du nord au sud de l’Allemagne à cause de la lente modernisation du réseau électrique.

Toutefois, selon McKinsey la réalisation des 8 critères d´ici 2020 serait inatteignable :

  • L´objectif national de 40 % de réduction des émissions des gaz à effet de serre d’ici 2020 par rapport à 1990 : l´Allemagne est en 2017 avec 905 Mt CO2 éq. très loin de son objectif de 750 Mt CO2 éq. en 2020. Une cause notable est la baisse insuffisante des émissions des secteurs du bâtiment (chaleur/refroidissement) et du transport.
  • La réduction de la consommation de l´énergie primaire et de l´électricité : une baisse de la consommation de l´énergie primaire de 20% d´ici 2020 par rapport à 2008 est prévue. Avec 13 550 PJ (324 Mtep) en 2017, l´objectif de 11 454 PJ (274 Mtep) en 2020 reste éloigné. De même pour la consommation brute de l´électricité. L´objectif de 553 TWh d´ici 2020 (baisse de 10% par rapport à 2008) est avec 600 TWh en 2017 inatteignable et en hausse par rapport à 2016.
  • Les coûts des interventions des gestionnaires des réseaux allemands relatifs à la stabilisation du réseau : le critère de McKinsey est de ne pas dépasser les coûts de 2008, à savoir 1 € par MWh de l´électricité produite sur la base des énergies fatales (éolien, solaire). Au premier trimestre 2017 les coûts s´élevaient à 13,11 €/MWh.
  • Les prix de l’électricité pour les ménages et pour l´industrie : en 2017 les ménages allemands, avec une consommation située entre 2500 kWh et 5000 kWh, ont payé 30,5 ct/kWh contre 20,4 ct/kWh en moyenne dans le reste de l’UE et l’Allemagne est désormais le pays européen, avec le Danemark, où l’électricité est la plus chère. Le prix pour les industries non privilégiées (càd celles qui ne sont pas électro-intensives), pour les sites industriels moyens avec une consommation entre 20 et 70 GWh reste, à 9, 72 ct/kWh, supérieur à la moyenne européenne (8,46 ct/kWh). La fiscalité représente avec 54 % pour les ménages et 45% pour l´industrie la part la plus importante du prix de l électricité en Allemagne.
  • Le coût de soutien des énergies renouvelables : la subvention aux énergies renouvelables atteint 6,9 ct/kWh en 2017, alors que l´objectif était de ne pas dépasser 3,5 ct/kWh en 2020. Une légère baisse à 6,79 ct/kWh est prévue pour 2018 mais il faudra attendre 2021 – lorsque les anciennes installations, les plus coûteuses, sortiront de la garantie de subvention après 20 ans – pour observer une baisse significative.
  • La construction à l’horizon 2020 des lignes de transports d’électricité : alors que la valeur cible de McKinsey pour 2020 est de 3582 km, sont construits 879 km (état au 30.09.2017) dont seulement 63 km nouveaux depuis le premier trimestre 2017.

L´Allemagne perd son rôle pionnier dans la transition énergétique

Sur le plan international, l´Allemagne obtient également de moins bons résultats dans les compétences de la transition énergétique selon le nouveau « Energy transition Index 2018 » publié en mars 2018 par le WEF (Forum Economique Mondial) qui classe 114 pays en fonction de la qualité de leur transition énergétique (/2/, /4/) sur la base de 40 indicateurs développés par McKinsey en coopération avec le WEF.

Le bilan de la transition énergétique est évalué dans la catégorie « System Performance » à partir des critères du triangle énergétique sur la base de 17 indicateurs,  parmi lesquels :

  • la durabilité environnementale du système
  • le potentiel de croissance et de développement économiques
  • la sécurité énergétique et l’accès à l’énergie

La catégorie « Transition Readiness » utilise 23 indicateurs pour évaluer les conditions générales de chaque pays pour la préparation à la transition énergétique, par ex. institutions, réglementations, investissements, infrastructure énergétique.

L’ensemble des résultats de chaque pays est intégré dans un classement global  le « Energy transition Index » permettant une comparaison directe de la performance du système énergétique actuel et du niveau de préparation à la transition énergétique globale de chaque pays.

Le résultat peut paraître surprenant. Le classement est largement dominé par l’Europe du Nord et de l’Ouest (voir figure 1).

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Figure 1 : Energy Transition Index 2018 – Classement des pays selon les catégories principales /2/, /4/, /5/

Le forum économique mondial place l’Allemagne seulement à la 16e position avec un top 10 exclusivement composé de pays européens, au premier rang desquels la Suède, la Norvège et la Suisse.  La France se positionne à la 9e place des pays les mieux préparés pour la transition énergétique globale.

Seule une analyse de détail permet de montrer les forces et les faiblesses de la transition énergétique allemande. Dans la catégorie « Transition Readiness » l´Allemagne se place à la 11e position grâce à une bonne préparation et des institutions et réglementations solides.

En revanche, dans la catégorie « System Performance » l´Allemagne se situe à la 44e position donc plutôt en milieu du peloton des pays étudiés. En effet l´Allemagne est confrontée à des défis majeurs concernant la structure du système énergétique. L’électricité allemande reste très dépendante des combustibles fossiles, notamment du charbon actuellement nécessaire pour assurer la sécurité d´approvisionnement suite à la décision de la sortie accélérée du nucléaire. L´Allemagne n´atteindra pas l´objectif principal de la transition énergétique, à savoir la réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40% d´ici 2020 et pâtit de prix de l’électricité élevés suite au surfinancement des énergies renouvelables pendant des années.

Le nouveau gouvernement allemand qui a pris ses fonctions mi-mars 2018  doit prendre des mesures pour réengager la transition énergétique sur la voie du succès.

Références

/1/ McKinsey, Energiewendeindex, https://www.mckinsey.de/energiewendeindex#

/2/ Vahlenkamp, Thomas; Ritzenhofen, Ingmar; Gersema, Gerke; Kropeit, Julia : « Energiewende global – Was Deutschland von anderen Ländern lernen kann « , Energiewirtschaftliche Tagesfragen (3/2018), https://www.mckinsey.de/files/et_maerz_2018_ewi.pdf

/3/ Hurel, Tristan : « Transition énergétique allemande : les indicateurs sont au rouge », SFEN, 10.10.2017, http://www.sfen.org/rgn/transition-energetique-allemande-indicateurs-rouge

/4/ World Economic Forum : Fostering Effective Energy Transition – A Fact-Based Framework to Support Decision-Making, Mars 2018, http://www3.weforum.org/docs/WEF_Fostering_Effective_Energy_Transition_report_2018.pdf

/5/ World Economic Forum : « Fostering Effective Energy Transition – Energy Transition Index 2018 », http://www3.weforum.org/docs/WEF_Fostering_Effective_Energy_Transition_Index_2018.pdf

pour plus d´informations voir aussi :

Le paysage énergétique allemand en 2017 (mise à jour du 27 mars 2018)

Énergies renouvelables : de nombreux défis

Contrat du gouvernement de grande coalition – quels objectifs en matière de climat et d´énergie? (mise à jour du 14 mars 2018)

 

 

Amélioration des effets du foisonnement par la production cumulée éolien et solaire

Selon une étude du service météorologique allemand DWD (Deutscher Wetterdienst), publiée en mars 2018, l´intermittence de l’éolien et du solaire peut être atténuée en Allemagne comme dans l’Europe interconnectée par la combinaison de ces deux technologies.

 Les météorologues ont étudié à quelle fréquence au cours des derniers 20 ans la production moyenne en Allemagne et en Europe des énergies renouvelables intermittentes a été inférieure à 10% de la capacité installée pendant 48 heures. Selon le DWD, l´effet de foisonnement augmente au fur et à mesure que la zone géographique s’agrandit.

Mais les énergies renouvelables intermittentes, à elles seules, ne seront sans doute pas en mesures d´ assurer la sécurité d´approvisionnement en électricité malgré l´amélioration des effets de foisonnement grâce aux interconnexions européennes accrues. Il faut toujours une technologie complémentaire, soit des centrales conventionnelles en backup soit des accumulateurs d’énergie.

La production cumulée d´éolien terrestre + offshore + photovoltaïque, combinée avec une interconnexion européenne accrue, pourrait réduire considérablement les risques des épisodes de faible production de ces énergies renouvelables intermittentes. C´est la conclusion essentielle d´une étude du service météorologique allemand DWD (Deutscher Wetterdienst) publiée en mars 2018 /1/ pour répondre au défi des énergies renouvelables intermittentes en étudiant leur variabilité journalière et saisonnière sur la base d´ informations météorologiques détaillées.

Analyse détaillée des conditions météorologiques en haute résolution de 6 km  

L´examen de l´intermittence de la production éolien + solaire nécessite des données spatiales et temporelles détaillées des conditions météorologiques sur une longue période.

DWD a utilisé des approches différentes/1/.  Pour la saisie du rayonnement solaire en Europe avec une résolution spatiale de 6 km les données du satellite européen de météorologie EUMETSAT ont été analysées. Compte tenu du fait que les données de plusieurs décennies sont maintenant disponibles, on dispose même  d´analyses statistiquement fiables des phénomènes extrêmes

Le gisement éolien est essentiellement caractérisé par la vitesse et la direction du vent (voir aussi /2/) ce qui nécessite la collecte des conditions de vent au niveau du moyeu d´une éolienne moderne, à savoir environ 120 m. Compte tenu du fait que ni les satellites ni les stations au sol, mesurant la vitesse de vent à la hauteur de 10 m, ne peuvent fournir ces informations, DWD a utilisé un modèle appelé la réanalyse météorologique. DWD obtient avec cette réanalyse – comme pour les données du satellite – une résolution spatiale de 6 km.

Le potentiel des énergies renouvelables ne dépend pas seulement de la vitesse du vent ou du rayonnement solaire mais aussi de la technologie adoptée. Les études de DWD reposent sur l’hypothèse d´une éolienne moderne de 7,5 MW et d´un module photovoltaïque en silicium sur un toit incliné orienté vers le sud.

L´éolien offshore en mer du Nord et mer Baltique stabilise la production d´énergies renouvelables en Allemagne

La figure 1 montre les conditions de production moyenne depuis de nombreuses années en Allemagne.

Abb 1_1
Figure 1 : Facteur de charge moyen pour éolien et solaire en Allemagne (valeur moyenne 1995 à 2015)

Les deux cas montrent des conditions sans surprise. Concernant l´éolien (graphique de gauche) les vitesses moyennes du vent au bord de la mer ou dans les massifs  conduisent à des facteurs de charge plus élevés. En d’autres termes, l´éolien offshore contribue d´un point de vue météorologique à la sécurité d´approvisionnement en électricité. Concernant le photovoltaïque (graphique de droite), les facteurs de charge les plus élevés se trouvent dans le sud de l´Allemagne.

Abb 2_1
Figure 2 : Evolution moyenne annuelle des facteurs de charge éolien et solaire en Allemagne

La figure 2 montre l´évolution moyenne annuelle des facteurs de charge éolien et solaire en Allemagne. Pour les deux on observe une courbe annuelle avec un maximum en été pour le photovoltaïque et un maximum en hiver pour l´éolien. Les deux groupés montrent une compensation significative – matérialisée sur le graphique par  ligne et points noirs.  L´utilisation combinée « éolien + photovoltaïque » conduit à un facteur de charge relativement homogène.

Les données de DWD permettent aussi une vue sur l´Europe. La figure 3 montre les conditions moyennes éolien – solaire.

Abb 3_1
Figure 3 : Facteur de charge moyen pour éolien et solaire en Europe (valeur moyenne 1995 à 2015)

Compte tenu du rôle mineur du solaire dans les états nordiques, cette région n’entre pas en considération. Comme pour l´Allemagne, les résultats en Europe sont conformes aux attentes. Les régions d’intérêt majeur pour l’éolien se trouvent en Europe du nord et celles du solaire en Europe de sud.

Bien qu´en moyenne éolien et solaire se complètent bien, il y des situations où la production de ces deux  formes d’énergies renouvelables peut baisser simultanément. La question se pose de la fréquence des épisodes prolongés de faible production d´éolien et de solaire. DWD a analysé à titre d´exemple des épisodes de 48 h.

La combinaison d´éolien terrestre et offshore avec le photovoltaïque semble utile

La figure 4 montre le nombre annuel d´épisodes de faible production éolienne et solaire d´une durée de 48 heures. On a dépouillé les épisodes avec un facteur de charge inférieur à 0,1, correspondant à une production moyenne inférieure à 10% de la capacité installée dans la région considérée.

Abb 4_1
Figure 4 : L´interconnexion européenne minimise les défaillances de la production d´énergies renouvelables

Le seuil de 10% a été choisi de façon représentative. Le résultat est reproductible avec des périodes et/ ou des seuils différents.

La figure 4 montre les modifications de la fréquence des défaillances de production d´éolien et de solaire dans les différentes constellations. La barre verticale à gauche  montre les conditions pour les éoliennes terrestres en Allemagne. On peut observer 23 épisodes annuels avec un facteur de charge inférieur à 10% pendant plus de 48 heures. En ajoutant les éoliennes offshore on compte encore 13 épisodes par an. La combinaison « éolien + photovoltaïque » conduit à 2 épisodes par an sous l´hypothèse que les deux technologies contribuent à parts égales à la production. Cela correspond à 4 jours de production d´éolien et de solaire quasi nulle chaque année.

A titre de comparaison, l´association VGB PowerTech a publié une étude sur la performance des éoliennes en Allemagne /3/. Le résultat des études sur la fréquence des épisodes de production d´éolien et de solaire quasi nulle montre entre 2010 et 2016 environ 160 épisodes de 5 jours avec une production éolienne inférieure à 5 GW et pour chaque année un épisode de 10 à 14 jours de vents faibles.

En prenant en compte l´interconnexion européenne (barre à droite sur la figure 4)  le cas de référence apparaissait du point de vue statistique 0,2 fois par an. Cela correspond statistiquement toujours à 10 heures de production d´éolien et de solaire quasi nulle en Europe par an.

Conclusion 

Compte tenu des aléas météorologiques, DWD ne peut pas exclure des épisodes de faible production d´éolien combinée avec une phase pauvre en ensoleillement.

Pour réaliser le potentiel de foisonnement des productions d´énergies renouvelables il faudrait en plus un super-réseau international de lignes à haute tension. Mais cela demeure encore très éloigné de la réalité en Europe.

Le Conseil européen d’octobre 2014 a appelé tous les États membres à atteindre une interconnexion d’au moins 10 % de leur capacité installée de production d’électricité d’ici à 2020 /4/. L’UE étudie la possibilité de faire passer l’objectif à 15 % d’ici à 2030 car « … parvenir juste au minimum de 10 % risque de ne pas être suffisant selon la situation géographique d’un pays et la composition de son bouquet énergétique, par exemple la part que représentent les énergies renouvelables… ».

Le potentiel théorique de foisonnement calculé par les experts de DWD dans des conditions optimales est donc dans les limbes car il faut encore tenir compte du délai de développement du réseau international et de l´ancienneté des équipements d´énergies renouvelables en service.

L’éolien et le photovoltaïque ne seront sans doute pas en mesure d´assurer à eux seuls la sécurité d´approvisionnement en Europe occidentale. Une technologie complémentaire, soit centrales conventionnelles backup soit accumulateurs d’énergie, reste indispensable.

Référence

/1/ DWD (Deutscher Wetterdienst) : Pressemitteilung zur Klima-Pressekonferenz 2018 des DWD, Mars 2018, « Wetterbedingte Risiken der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien durch kombinierten Einsatz von Windkraft und Photovoltaik reduzieren » https://www.dwd.de/DE/presse/pressekonferenzen/DE/2018/PK_06_03_2018/pressemitteilung_20180306.pdf?__blob=publicationFile&v=4

/2/ OFATE : « Mesures et expertises de vent pour l´évaluation des sites d´éoliennes terrestres : méthodes et analyse », Note de synthèse, Aout 2017, https://energie-fr-de.eu/fr/energie-eolienne/actualites/lecteur/note-de-synthese-sur-les-mesures-et-expertises-de-vent-pour-levaluation-de-sites-deoliennes-terrestres.html

/3/ VGB PowerTech, « VGB-Studie: Windenergie in Deutschland und Europa », Juin 2017 https://www.vgb.org/studie_windenergie_deutschland_europa_teil1.html

/4/ Commission européenne – Fiche d’information : « Connecter les marchés de l’électricité pour assurer la sécurité d’approvisionnement, l’intégration du marché et la généralisation des énergies renouvelables », Février 2015, http://europa.eu/rapid/press-release_MEMO-15-4486_fr.htm