Pronostic 2018 : forte baisse de la consommation énergétique en Allemagne

  • La consommation énergétique en Allemagne sera en 2018 vraisemblablement inférieure de presque 5% à 2017.
  • Seules les énergies sans émissions de CO2 enregistrent des progressions. On peut ainsi attendre une baisse significative des émissions de gaz à effet de serre en 2018

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

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

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

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

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

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

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

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

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* Les valeurs nationales diffèrent légèrement par rapport aux valeurs Eurostat

Références

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

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

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Figure 1 : Premier coup de pelle dans la région d´Aix-la-Chapelle le 30 octobre 2018 pour la première interconnexion électrique entre la Belgique et l’Allemagne. Du gauche à droite : Dr. Klaus Kleinekorte, Directeur technique d´AMPRION; Armin Laschet, Ministre-Président de Rhénanie-Westphalie; Marcel Philipp, Maire d´Aix-la-Chapelle
  • le premier coup de pelle pour la nouvelle interconnexion entre la Belgique et l’Allemagne, appelé ALEGrO, a eu lieu dans la région d´Aix-la-Chapelle le 30 octobre 2018 /1/. En Belgique le premier coup de pelle a été déjà donné le 15 janvier 2018 /2/.
  • l´interconnexion électrique de 90 km en courant continu qui reliera la future station de conversion de Lixhe en Belgique à celle d’Oberzier (~ 30 km nord-est d´Aix-la-Chapelle) en Allemagne aura une capacité de 1000 MW et devrait être opérationnelle fin 2020
  • ALEGrO va permettre d’améliorer la sécurité d’approvisionnement en Belgique et dans la région d´Aix-la-Chapelle et Cologne

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

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

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

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Figure 2 : Projet ALEGrO /2/

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

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

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

Références

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Références

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Les conditions du marché d´électricité  n´offrent pas actuellement de sécurité aux investisseurs pour encourager le remplacement des centrales à charbon par des centrales moins émettrices ou des accumulateurs d’énergie. Si les gouvernements n’apportent pas de corrections, la solidarité actuelle entre les pays pour se secourir en situation de pointe extrême serait en péril d’ici quelques années.

Sur le même sujet voir aussi /3/.

Références

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

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

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

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Références

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Références

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

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

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

McKinsey a publié son baromètre semestriel 9/2018 de la transition énergétique, complété par une analyse spéciale de  l´électromobilité /1/.  Le cabinet évalue depuis 2012 quatorze indicateurs sous l’angle de leur progression vers les objectifs prévus pour 2020.

Par rapport au dernier baromètre de 3/2018 huit indicateurs présentent des variations. Cinq indicateurs se sont améliorés, trois se sont dégradés. Six empruntent la bonne trajectoire au regard des objectifs fixés pour 2020, en revanche certains  objectifs principaux de la transition énergétique à l´horizon 2020 ne seront toujours pas atteints.

Photo Mckinsey

Parmi les indicateurs sur la bonne trajectoire figurent la part des énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité (36,4% en 2017), les coupures de courant non prévues (12,8 minutes) ainsi que la marge de réserve des capacités de production électrique par rapport à la pointe (4,3%).

Egalement sur la bonne trajectoire sont les indicateurs : prix de l´électricité pour  l´industrie en baisse de 8,7% par rapport à l´année passée, entrant pour la première fois dans la catégorie « réalisation de l´objectif réaliste », ainsi que le nombre d´emplois liés aux renouvelables en hausse de 10 000 et à l´industrie électro-intensive en hausse de 32 000 par rapport à l´année précédente.

Un léger besoin d’adaptation existe toujours pour l´indicateur « capacité d´interconnexions électriques ». La capacité d’interconnexions rapportée à la capacité électrique installée a augmenté à 8,9% (7% selon le dernier baromètre).  La Commission Européenne (CE) retient un objectif de capacité d’interconnexions de 10 % pour 2020.

Toutefois, selon McKinsey la réalisation d´ici 2020 des 7 critères 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.
  • La réduction de la consommation d´énergie primaire : une baisse de la consommation d´énergie primaire de 20% d´ici 2020 par rapport à 2008 est prévue. L´indicateur se dégrade depuis 2014, l´objectif de 11 454 PJ (274 Mtep) en 2020 reste très éloigné avec 13550 PJ (323,6Mtep) en 2017.
  • La réduction de la consommation d´électricité : l´objectif de 553 TWh d´ici 2020 (baisse de 10% par rapport à 2008) est inatteignable (600 TWh en 2017).
  • Les coûts des interventions des gestionnaires des réseaux allemands relatifs à la stabilisation du réseau : en 2017 les coûts de stabilisation ont atteint avec 1,45 milliards d’Euros un niveau record. Cela correspond à une augmentation de plus de 60% par rapport à 2016. Le critère de McKinsey est de ne pas dépasser 1 €/MWh de l´électricité produite sur la base des énergies fatales (éolien, solaire). La valeur actuelle s´élève à 9,9 €/MWh donc très loin de l´objectif.
  • Les prix de l’électricité pour les ménages et pour l´industrie : le prix du KWh payé par le ménage allemand est le plus cher d’Europe. En 2017 le ménage allemand « moyen », avec une consommation située entre 2500 kWh et 5000 kWh, a payé 30,5 ct/kWh en 2017 contre 20,5 ct/kWh en moyenne dans le reste de l’UE. Le critère de McKinsey est de ne pas dépasser un écart de 25,5% par rapport à la moyenne de l´UE. Avec un écart actuel de presque 49% l´objectif reste très éloigné.
  • Le coût de soutien des énergies renouvelables : la subvention aux énergies renouvelables pour 2018 s´élève à 6,8 cts/kWh donc une légère baisse par rapport à 2017. La raison est l´augmentation attendue du prix de l´électricité sur le marché spot et une réserve de liquidité (Liquiditätsreserve) importante sur le compte attribué aux énergies renouvelables. Le critère de McKinsey est de ne pas dépasser 3,5 cts/kWh d´ici 2020.
  • La construction des lignes de transports d’électricité : le plan actuel de développement du réseau a déterminé 7700 km de lignes nouvelles ou renforcement des lignes existantes comme prioritaires. Le critère de McKinsey est l´objectif de construction de 3582 km d´ici 2020 : Actuellement 912 km seulement sont construits à la fin du premier trimestre 2018.

Analyse spéciale de  l´électromobilité

McKinsey a examiné comment le système énergétique allemand sera préparé au boom de l´électromobilité. Selon le cabinet, les répercussions sur la consommation d´électricité seraient faibles. La demande d´électricité pour un million de véhicules électriques serait de 2 à 3 TWh par an donc moins de 0,5% de la consommation totale. Même avec une part de 40% de véhicules électriques au parc, la consommation augmenterait  d´environ 40TWh par an, correspondant à moins de 10% de la consommation d´électricité totale.

C´est une autre chose concernant les réseaux de distribution. Les réseaux de distribution ne sont pas préparés à une demande massive de recharge des véhicules électriques et pourront vite arriver à  saturation. Le développement des réseaux de distribution est complexe et onéreux, s’élevant à plusieurs dizaines de milliards d´euros dans les 5 à 10 années prochaines.

 Référence

/1/ McKinsey,  communiqué de presse du 5.9.2018, « Energiewende: Verkehrswende wird für Verteilnetze zur großen Herausforderung », https://www.mckinsey.de/news/presse/energiewende-verkehrswende-wird-fur-verteilnetze-zur-grossen-herausforderung

Érosion des moyens de production pilotables dans l´Union Européenne

La fédération allemande des entreprises de l’énergie BDEW a publié en août 2018 une analyse sur l´évolution des moyens de production pilotables en Europe. Le motif de l´étude était l´incertitude du développement du parc thermique en Allemagne (sortie du nucléaire et du charbon) et la circonstance que l´Allemagne pourrait ne plus être en mesure d’assurer la sécurité de l´approvisionnement en électricité sans apport des pays frontaliers.

L´étude attire l´attention sur le fait qu’on observe  dans les autres pays européens la même tendance à réduire les capacités des centrales thermiques concomitamment au développement des énergies renouvelables intermittentes. La réduction des moyens de production pilotables et la montée en puissance simultanée des énergies fatales amoindrissent les possibilités de secours inter-frontaliers lors des situations de pointe en cas de vagues de froid, remettant ainsi en question la garantie de la sécurité d’approvisionnement en Allemagne.

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Figure 1 : Analyse de la fédération des entreprises de l’énergie BDEW sur les moyens de production pilotables à l´étranger susceptibles de garantir l´approvisionnement en Allemagne

Jusqu’à présent le gouvernement allemand présupposait qu´en cas de besoin – après la sortie du nucléaire et la réduction des capacités des centrales à charbon – la capacité des moyens pilotables dans les pays voisins serait suffisante pour assurer la sécurité de l’approvisionnement en Allemagne grâce aux interconnexions européennes. Une erreur de jugement selon une analyse de la fédération des entreprises de l’énergie BDEW publiée en août 2018 /1/.

L´analyse du BDEW a détecté une erreur de calcul dans les documents de stratégie du gouvernement allemand. Dans son livre vert de 2014, le Ministère Fédéral de l´Economie et de l´Energie (BMWi) part de l´hypothèse que des surcapacités de l´ordre de 60 GW de moyens pilotables seraient disponibles sur le marché de l´électricité en Europe.

Ce chiffre de 60 GW ne serait pas correct selon l´analyse du BDEW. Le ministère aurait « mal interprété » le « Mid-Term Adequacy Forecast » (MAF) /2/ du Réseau Européen des Gestionnaires de Réseau de Transport d’Electricité (en abrégé REGRT-E ; en anglais European Network of Transmission System Operators for Electricity, ENTSO-E),  association représentant les gestionnaires de réseau de transport d’électricité (GRT) à travers l’Europe.

En réalité les surcapacités de moyens pilotables en Allemagne et dans les pays limitrophes sont déjà plus basses d´un facteur 3 à 4 (15 à 23 GW).

En 2016 ENTSO-E a changé la méthodologie du rapport MAF. Les nouveaux rapports ne publient plus d´informations systématiques sur les capacités disponibles en GW mais se fondent sur les pannes d’électricité exprimées en heures („Loss Of Load Expectation“ – LOLE) et les quantités d´électricité non fournie („Energy not Supplied“ – ENS).

LOLE indique le nombre probable annuel d´heures où l´approvisionnement ne serait pas assuré par les capacités nationales ou les importations, tandis que ENS indique la quantité d´électricité en GWh probablement manquante pour assurer la demande d´électricité. Le calcul est effectué sur la base des modèles probabilistes en tenant compte des disponibilités,  de la probabilité de défaillance des unités de production et d´autres options pour maitriser l’équilibre offre-demande. Cependant il n´existe pas une valeur LOLE reconnue pour fixer un niveau de sécurité d´approvisionnement en Europe. Quelques pays considèrent même des valeurs LOLE de 3 à 4 heures comme tolérables.

Selon le rapport MAF, on note pour l´Allemagne, les Pays-Bas, la Tchéquie, la Suisse et l´Autriche pour 2020 et 2025 une valeur LOLE faible  c´est à dire que la demande d’électricité serait assurée à tout moment, à presque 100%. En revanche, pour la France, la Pologne et l´Italie les valeurs LOLE seraient plus élevées dès 2020, et après 2025 pour la Belgique (voir figure 2).

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Figure 2 : LOLE : Loss Of Load Expectation selon ENTSO-E et BDEW

Cette approche décrit bien la sécurité de l’approvisionnement probable dans chaque pays mais ne permet pas une évaluation chiffrée concrète des sur- ou sous-capacités disponibles en moyens pilotables en Europe.

Rapport du Centre commun de recherche (JRC) de la Commission Européenne sur les régions productrices de charbon de l´UE

Le service scientifique interne de la Commission Européenne, le Joint Research Centre (Centre commun de recherche) prévoit d´ici 2025 une réduction de la capacité des centrales à charbon dans l’UE-28 de 150 GW actuellement à 105 GW /3/. A l´horizon 2030, une nouvelle baisse de capacité à 55 GW est attendue. Cela correspond à une réduction de 63% par rapport à la situation actuelle.

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Figure 3 : Rapport du Centre commun de recherche (JRC) de la Commission Européenne sur les régions productrices de charbon de l´UE

Cela signifie que, outre la réduction de la part du nucléaire en Europe, manqueront prochainement aussi des capacités de centrales thermiques à flamme. L´arrêt de centrales à charbon est certainement bénéfique pour la réduction des émissions de CO2 mais en absence de solutions de stockage massif d´énergie, les moyens pilotables adéquats sont indispensables pour suppléer aux carences des énergies renouvelables intermittentes lors des épisodes prolongés de production éolienne et solaire quasi nulle, combinée à une demande d´électricité accrue de fin d´automne ou en hiver.

Les possibilités de secours inter-frontaliers en situation de pointe deviennent de plus en plus fragiles

Selon BDEW, cette tendance des pays européens à réduire les capacités des centrales à charbon et les capacités nucléaires et à développer simultanément les énergies renouvelables rend les possibilités de secours inter-frontaliers en situation de pointe de plus en plus fragiles. L´idée d´assurer la sécurité d´approvisionnement à l´aide d´ importation d´électricité produite sur la base d’énergies renouvelables n´est pas viable considérant la similitude des conditions de vent et d’ensoleillement en Europe occidentale. Pour améliorer le potentiel de foisonnement des productions d´énergies renouvelables, il faudrait en plus un super-réseau international de lignes à haute tension, très éloigné de la réalité en Europe.

Selon cette analyse, l´Allemagne devrait  d´abord assurer son propre équilibre offre-demande car il n’y a aucune certitude que l´on puisse compter sur ses voisins pour passer les pointes pendant les vagues de froid rigoureux, si on considère que lors des moments de pointe en Allemagne les pays limitrophes sont également dans une situation proche. Cela limiterait de façon significative la marge de manœuvre pour réduire davantage la capacité des moyens pilotables en Allemagne.

Selon le BDEW l´Allemagne dispose actuellement encore d´une capacité de centrales thermiques d´environ 90 GW dont environ la moitié à base de charbon et lignite /4/. En raison de l´arrêt déjà prévu ou annoncé des centrales, dont les 9,5 GW du nucléaire restant, la capacité totale des centrales thermiques pourrait diminuer à environ 75 GW d´ici 2023 pour une pointe à 82 GW début des années 2020 selon l´agence fédérale de réseau.

Une commission créée par le gouvernement en juin 2018 doit proposer d’ici la fin de l´année une date de sortie définitive de la production d’électricité à base de charbon et de lignite /5/.

En 2015 « douze voisins électriques », dont la France et l´Allemagne ont signé une déclaration /6/ entérinant des engagements à mieux coordonner les politiques nationales de l’énergie, notamment en matière de sécurité de l’approvisionnement.

C´est un premier pas, mais la mutualisation des moyens de secours entre plusieurs pays suppose une politique commune et des règles strictes sur le dimensionnement des moyens pilotables.

Références

/1/ BDEW, communiqué de presse du 22.08.2018:  « Kraftwerks-Kapazitäten in der Europäischen Union schmelzen dahin », https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/kraftwerks-kapazitaeten-der-europaeischen-union-schmelzen-dahin/

/2/ ENTSO-E : Mid-Term Adequacy Forecast, 2017 Edition, https://docstore.entsoe.eu/Documents/SDC%20documents/MAF/20170918_MAF_2017_FOR_CONSULTATION.pdf

/3/ Alves Dias, P. et al., « EU coal regions: opportunities and challenges ahead », EUR 29292 EN, Publications Office of the European Union, Luxembourg, 2018, ISBN 978-92-79-89884-6, doi:10.2760/064809, JRC112593, https://ec.europa.eu/jrc/en/publication/eur-scientific-and-technical-research-reports/eu-coal-regions-opportunities-and-challenges-ahead

/4/ La capacité de production en pointe du parc allemand pourrait ne plus garantir la sécurité d’approvisionnement à partir de 2020 lors d’un hiver rigoureux (mise à jour du 24 avril 2018)

/5/  https://allemagne-energies.com/2018/06/12/le-gouvernement-allemand-cree-une-commission-devant-emettre-des-propositions-pour-la-sortie-progressive-de-la-production-delectricite-a-base-de-charbon-et-de-lignite/

/6/ PENTALATERAL ENERGY FORUM : Second Political Declaration of the Pentalateral Energy Forum of 8 June 2015, https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/P-R/pentalateral-energy-forum-second-political-declaration.pdf?__blob=publicationFile&v=1

Éolien terrestre : Retour d´expérience des appels d´offres de mai 2017 à août 2018

Depuis 2017, le montant du soutien aux énergies renouvelables n’est plus fixé comme auparavant par l’État mais par le biais d’appels d’offres. Outre la mise en place des appels d´offres, l´État a ralenti le développement des énergies renouvelables en limitant les volumes annuellement mis aux enchères pour qu´elles suivent mieux le développement du réseau. L’amendement de 2017 stipule pour l´éolien terrestre un objectif de 2,8 GW par an entre 2017 et 2019 et 2,9 GW par an à partir de 2020 /1/

L’Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) a publié les résultats du 3ème appel d’offres 2018 pour l’éolien terrestre en août 2018 /2/. Les offres précédentes ont fait l’objet des publications sur le BLOG /3 /, /4 /.

Le tableau résume les résultats des appels d´offres de mai 2017 à août 2018. Tableau_2

Après une baisse continue du montant moyen de l’adjudication en 2017, on observe en 2018 à nouveau une augmentation importante. Selon l’Agence fédérale des réseaux cette progression est essentiellement due à l’absence d´une pression concurrentielle.

En mai 2018  les offres soumises n´ont même pas atteint le volume mis en adjudication. Avec 91 offres d´un volume total de 709 MW, l´appel d´offres d´août 2018 était légèrement souscrit mais  5 offres d´un volume de 42 MW ont été refusées pour des raisons de forme.

Brandebourg a obtenu la plupart des adjudications pour un volume de 136 MW, suivi de Rhénanie-Westphalie (100 MW9 et Schleswig-Holstein (95 MW). Néanmoins 23% des adjudications ont été accordés aux offrants situés au sud du Main.

Selon l´agence fédérale la hausse du montant de l’adjudication pourrait stimuler la concurrence pour les deux derniers appels d´offres en 2018.

Références

/1/ Énergies renouvelables : de nombreux défis

/2/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 17 août 2018 : « Ergebnisse der dritten Ausschreibung für Wind an Land 2018 », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2018/20180817_Onshore18-3.html?nn=265778

/3/ https://allemagne-energies.com/2018/02/22/retour-dexperience-des-appels-doffres-de-leolien-terrestre-en-2017/

/4/ https://allemagne-energies.com/2018/05/22/lagence-federale-des-reseaux-bundesnetzagentur-publie-les-resultats-du-2eme-appel-doffres-2018-pour-leolien-terrestre/

Canicule été 2018 : faut-il se rendre indépendant des centrales conventionnelles et développer les énergies renouvelables n´ayant pas besoin d´eau pour refroidir?

Pour limiter le réchauffement des cours d’eau pendant la canicule, les exploitants des centrales thermiques en circuit ouvert ont été obligés ces dernières semaines de procéder à des baisses de régime.  La situation fut particulièrement tendue pour les centrales des bords du Rhin et du Neckar.

Ainsi EdF a mis entre autres l’unité de production n° 1 de Fessenheim en arrêt temporaire début aout 2018 pour respecter les autorisations de rejets thermiques dans le Grand Canal d’Alsace, la production de l´unité n° 2 avait été réduite pour les mêmes raisons,  toutefois sans inquiétude concernant l’approvisionnement du réseau /1/.

La situation en Allemagne du Sud était nettement plus tendue. Les exploitants en Bade-Wurtemberg ont demandé une dérogation auprès du ministère responsable pour pouvoir faire fonctionner leurs centrales thermiques le cas échéant jusqu´à 0,5 °C au-delà du seuil autorisé de 28°C en aval des sites. La dérogation temporaire a été accordée le 27 juillet 2018 afin d´assurer la sécurité d´approvisionnement du Land /2/, /3/.

Le ministre de l´environnement et de l´énergie de Bade-Wurtemberg, M. Untersteller (Les Verts) explique dans le communiqué de presse du 27 juillet 2018 la nécessité de cette mesure mais ajoute que le photovoltaïque assure presque 40% de la consommation d´électricité en journée en Bade-Wurtemberg et souligne « … la canicule actuelle fournit une preuve supplémentaire qu’il est important de se rendre indépendant des centrales conventionnelles et de développer les énergies renouvelables. Après tout les éoliennes et le photovoltaïque n´ont pas besoin d´eau pour le refroidissement ».

A première vue certes un argument plausible. Cependant d’après les chiffres de production et consommation d´électricité en Allemagne dans la période du 20 au 27 juillet 2018 /4/ on peut avoir quelques doutes. Le photovoltaïque a fourni en effet jusqu´à presque 30 GW en journée, mais on note une défaillance de la production éolienne (voir figure 1)

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Figure 1 : Production et consommation d’électricité par filière dans la période du 20 au 27 juillet 2018 selon Agorameter /4/ [en vert : bioénergies, en bleu clair : hydroélectricité, en bleu foncé : éolien, en jaune : photovoltaïque, en gris : centrales conventionnelles, ligne rouge : consommation d´électricité]
A titre d´exemple, le 24 juillet vers 5 heures, l’éolien et le photovoltaïque, totalisant une capacité installée de plus de 100 GW, ont fourni seulement 1,4 GW. La demande d´électricité étant de 54 GW à ce moment, les filières fatales n´ont assuré que 2,6% de la demande.

Bien que les résultats lissés sur le premier semestre 2018 des énergies renouvelables intermittentes soient remarquables /5/, c’est l´instant T qui compte pour sécuriser l´approvisionnement en électricité et non pas la production lissée sur une période donnée.

Les défaillances répétitives des éoliennes par manque de vent pendant plusieurs jours en juillet 2018 démontrent une fois de plus qu´en l´absence de solutions de stockage massif d´énergie, la variabilité des éoliennes et du solaire nécessite le maintien en backup des centrales conventionnelles pour suppléer aux carences de ces énergies renouvelables intermittentes. Notamment les centrales à lignite n´ont eu aucune restriction de régime lors de la canicule car leur refroidissement est assuré en majeure partie par les eaux d’infiltration des mines à ciel ouvert /6/.

La France elle aussi a connu une défaillance de la production éolienne par manque de vent fin juillet et début aout 2018 /7/ donc même l´interconnexion avec les pays voisins n´aurait pas beaucoup amélioré la situation en Allemagne du Sud.

Éolien et photovoltaïque n´ont certes pas besoin d´eau pour le refroidissement, mais contrairement aux aspirations de certains politiciens, les énergies renouvelables intermittentes ne sont pas  en mesure d´assurer à elles seules la sécurité d´approvisionnement. Une technologie complémentaire, soit centrales conventionnelles backup soit accumulateurs d’énergie, reste indispensable (voir aussi :  Énergies renouvelables : de nombreux défis ).

Références

/1/ EdF – Centrale de Fessenheim,  communiqué de presse du 11 août 2018 : « L’unité de production n°1 reconnectée au réseau électrique national », https://www.edf.fr/groupe-edf/nos-energies/carte-de-nos-implantations-industrielles-en-france/centrale-nucleaire-de-fessenheim/actualites/l-unite-de-production-ndeg1-reconnectee-au-reseau-electrique-national

/2/ Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft, Baden- Württemberg, communiqué de presse du 27 juillet 2018 :  « Auswirkungen der Hitze auf die Stromversorgung », https://um.baden-wuerttemberg.de/de/service/presse/pressemitteilung/pid/auswirkungen-der-hitze-auf-die-stromversorgung/

/3/ Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft, Baden- Württemberg, communiqué de presse du 6 août 2018 :  « Hitze und Sauerstoffknappheit belasten Fische – Entspannung ab Donnerstag erwartet », https://um.baden-wuerttemberg.de/de/service/presse/pressemitteilung/pid/hitze-und-sauerstoffknappheit-belasten-fische-entspannung-ab-donnerstag-erwartet/

/4/ AGORA Energiewende, Aktuelle Stromdaten Agorameter, https://www.agora-energiewende.de/

/5/ Allemagne : Nouveau record de production d´électricité à base d’énergies renouvelables au premier semestre 2018

/6/ Bundesverband Braunkohle (DEBRIV), communiqué de presse du 14 août 2018 : « Braunkohlenkraftwerke stellen Zuverlässigkeit unter Beweis », https://braunkohle.de/index.php?article_id=98&fileName=pm_06_18.pdf

/7/ RTE, Production d’électricité par filière, https://www.rte-france.com/fr/eco2mix/eco2mix-mix-energetique