Le baromètre 9/2019 de McKinsey : La majorité des objectifs 2020 de la transition énergétique ne sont pas atteints

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L’Allemagne n’atteint pas la plupart de ses objectifs fixés pour la transition énergétique d’ici 2020. De plus, la sécurité d’approvisionnement ne serait plus garantie après la sortie progressive du nucléaire et du charbon. En revanche l´évolution de l’emploi et celle du prix de l’électricité pour l´ industrie serait positive. C’est la conclusion du baromètre 9/2019 de McKinsey /1/ qui publie depuis 2012 tous les six mois une analyse de la progression de la transition énergétique allemande.

Depuis 2012 McKinsey publie un baromètre semestriel pour analyser 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 (voir aussi /2/ et /3/).

Émissions de CO2 : progrès dans le secteur de l’électricité – revers dans les transports et l’industrie

Sur la protection du climat, l´Allemagne accuse un retard considérable par rapport aux objectifs qu’il s’est fixés pour 2020. Avec 866 Mt CO2éq  les émissions de CO2 en 2018 étaient encore supérieures de 116 Mt CO2éq  à l’objectif 2020 de 750 Mt CO2éq  et ce, malgré une réduction de 4,5% par rapport à 2017. L’amélioration temporaire de l’année 2018, principalement liée aux conditions météorologiques favorables, ne modifie pas la tendance à long terme.

Selon McKinsey, le secteur de l’électricité a jusqu’à présent apporté une contribution significative à la réduction des émissions de CO2 : au premier semestre 2019, moins 15% par rapport à la même période l’an dernier. En revanche, les émissions dans le secteur des transports sont passées de 153 Mt CO2éq  à 162 Mt CO2éq  (+ 6%) depuis 2012.  Dans l’industrie, les émissions sont passées de 180 Mt CO2éq  à 196 Mt CO2éq  (+ 9%). Dans le secteur du chauffage, les émissions ont été réduites de 10 %, passant de 130 Mt CO2éq  à 117 Mt CO2éq .

Sans mesures compensatoires des risques en matière de sécurité d’approvisionnement

Une commission gouvernementale, également appelée « Commission Charbon », préconise la fermeture de presque 29 GW de capacité de production des centrales à charbon et lignite d’ici 2030 et de 17 GW supplémentaires d’ici 2038 /4/. Si le gouvernement fédéral adopte cette recommandation telle quelle, environ 43 % – 9,5 GW de nucléaire compris -, de la capacité pilotable totale disponible en 2018 seront donc retirés du réseau au cours des dix prochaines années.

En l’absence de mesures compensatoires, la sécurité de l’approvisionnement serait menacée. Selon McKinsey, des nouvelles capacités pilotables de 17 GW seraient nécessaires d’ici 2030 pour compenser l´arrêt du nucléaire et du charbon, suppléer à  l´intermittence des énergies renouvelables et satisfaire la demande lors des situations de pointe. Dans le cas contraire, les premiers goulets d’étranglement en matière de sécurité d’approvisionnement pourraient apparaître dès le milieu de la prochaine décennie et la situation pourrait s’aggraver d’ici 2030.

Avec la sortie définitive du nucléaire programmée pour fin 2022 et l´arrêt en même temps d´une capacité de 12,5 GW de capacité charbon/lignite, McKinsey estime qu’il est urgent d’agir, car la durée de construction d’une centrale au gaz est de 1,5 à 2,5 ans – sans compter les délais de planification et d’autorisation.

Outre la construction des nouveaux moyens pilotables ou le maintien en réserve des centrales existantes, les énergies renouvelables devraient encore être développées, en particulier l’éolien terrestre où on observe actuellement une stagnation /5/.

La modernisation des réseaux de transport devrait également avancer plus vite. Cependant, l’Allemagne accuse actuellement un retard considérable. Au premier trimestre de 2019, moins d´un tiers des quelque 3 600 km de lignes électriques prévus pour 2020 avaient été achevés.

Les craintes de McKinsey vis-à-vis de la sécurité d´approvisionnement ne correspondent pas à l´affirmation du Ministère Fédéral de l’Économie et de l´Energie. Selon le dernier rapport « monitoring » publié en juillet 2019 par le Ministère Fédéral, la sécurité d´approvisionnement ne serait pas en péril à l´horizon 2030 (voir  /6/ et /7/).

Évolution positive sur le marché du travail

Sur les 14 indicateurs du baromètre semestriel de McKinsey seuls six empruntent la bonne trajectoire au regard des objectifs fixés pour 2020.  Avec 37,8 %, la part des énergies renouvelables à la consommation brute d’électricité a déjà atteint l’objectif de 35 % fixé pour 2020. Le nombre d’emplois dans le secteur des énergies renouvelables ne diminue que légèrement et se stabilise autour de 338 000. Le nombre d’emplois dans l´industrie électro-intensive a même augmenté d’environ 130 000 à 1,72 million au cours des sept dernières années.

Les prix de l’électricité pour  l´industrie ont également baissé depuis 2014 et ne sont que de 6,2% supérieurs à la moyenne européenne, contre 14,2% en 2012. On note également une  bonne trajectoire sur les indicateurs « Coupures de courant non prévues » avec 15,1 minutes et « marge de capacité de réserve », c´est-à-dire la demande de pointe par rapport à la capacité disponible,  qui, à 4,7%, dépasse largement l’objectif de 1,3%.

Références

/1/ McKinsey (2019) Communiqué de presse du 5.9.2919 : „Energiewende-Index von McKinsey: Deutschland droht Versorgungsengpass“, En ligne : https://www.mckinsey.de/news/presse/2019-09-05-energiewende-index

/2/ Allemagne-Energies (2018) : « Le baromètre 9/2018 de la transition énergétique de McKinsey : l´électro-mobilité constitue un défi considérable pour les réseaux de distribution », En ligne : https://allemagne-energies.com/2018/09/20/le-barometre-9-2018-de-la-transition-energetique-de-mckinsey-lelectromobilite-constitue-un-defi-considerable-pour-les-reseaux-de-distribution/

/3/ Allemagne-Energies (2018) : « 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 », En ligne :  https://allemagne-energies.com/2018/04/09/la-transition-energetique-selon-mckinsey-lallemagne-aura-du-mal-a-atteindre-ses-objectifs-dici-2020-et-performe-comparativement-moins-bien-que-dautres-pays-europeens/

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

/5/ Allemagne-Energies (2019) : « Le développement d´éolien terrestre s´enlise », En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/06/14/le-developpement-deolien-terrestre-senlise/

/6/ BMWi (2019) Monitoringbericht des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie nach § 63 i.V.m. § 51 EnWG zur Versorgungssicherheit im Bereich der leitungsgebundenen Versorgung mit Elektrizität. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Energie/monitoringbericht-versorgungssicherheit-2019.html.

/7/ Allemagne-Energies (2019) : « Le tournant énergétique allemand « , En ligne : https://allemagne-energies.com/tournant-energetique.

 

Le Conseil des ministres allemand approuve le projet de loi sur les aides fédérales pour accompagner la sortie du charbon

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Mine à ciel ouvert de lignite à Hambach en Rhénanie-Westphalie (source RWE)

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Adopté par le Conseil des ministres le 28.8.2019, le projet de loi sur les aides fédérales vise un soutien structurel avec 40 milliards d’euros jusqu’en 2038 aux régions lignitifères de la Rhénanie-Westphalie, du Brandebourg, de la Saxe et de la Saxe-Anhalt en vue de la fermeture de leurs centrales au lignite. 

Le projet de loi /1/ met en œuvre les recommandations de janvier 2019 /2/ de la Commission « Croissance, Changement structurel et Emploi », également appelée « Commission Charbon ». L’objectif de la loi est de préserver et d’étendre les emplois, de garantir durablement la qualité de vie des habitants de ces régions et, dans le même temps, d’apporter une contribution importante à la protection du climat en supprimant progressivement la production d’électricité à base de charbon/lignite.

Pour accompagner les restructurations des régions touchées, elles bénéficieront d’une aide financière pouvant atteindre 14 milliards d’euros d’ici 2038 pour des investissements particulièrement importants. Les régions pourront utiliser cette aide financière pour stimuler l’économie dans un large éventail de domaines, tels que les infrastructures liées aux entreprises, à l’amélioration des transports publics et de la mobilité, à l’internet haut débit, à la protection de l’environnement et des paysages.

D’autre part, le gouvernement fédéral soutiendra les régions à hauteur de 26 milliards d’euros par d’autres mesures relevant de sa propre responsabilité, telles que l’extension des programmes de recherche et de financement ou la création d’institutions fédérales. En outre, le gouvernement fédéral souhaite développer plus rapidement les infrastructures de transport des régions.

Des sites de centrales à charbon (houille) dans différentes régions structurellement faibles ainsi que l´ancien bassin minier de lignite d’Helmstedt en Basse-Saxe seront également soutenus par des fonds fédéraux avec 1,09 milliards d´Euros jusqu’en 2038.

Cependant, rien n’a encore été décidé. La loi doit encore être adoptée par le Parlement et le Conseil Fédéral des Länder, où  critiques et  souhaits d’élargissement ne manqueront pas. En outre, la loi sur les aides fédérales est liée à une autre loi. Ce n’est que lorsque cette loi sur la sortie du charbon/lignite en tant que telle aura été décidée que la loi sur les aides fédérales entrera en vigueur.

Le Ministère Fédéral de l´Économie et de l´Énergie a publié début juillet 2019 le cadre et les prochaines étapes de la législation sur la sortie du charbon et du lignite /3/. On s’attend à ce que le gouvernement établisse un projet de loi d’ici fin 2019.

Le gouvernement négocie à présent avec les exploitants de centrales à lignite sur les conditions de fermeture. Les énergéticiens attendent des compensations financières pour la fermeture prématurée de leurs centrales.

La sortie des centrales à charbon (houille) suivra un autre processus avec appels d’offres dans un premier temps/3/. Les exploitants de centrales à charbon peuvent proposer un prix pour l´arrêt définitif de leurs centrales. L’adjudication sera attribuée à ceux qui soumissionnent au coût le plus bas par émission de CO2. Cela permettra d’économiser les émissions de CO2 à moindre coût.

Références

/1/ BMWi (2019), Communiqué de presse du 28.08.2019 : Altmaier: „Mit Sturkturstärkungsgesetz sichern wir Strukturförderung von Kohleregionen bis 2038“, https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2019/2019-08-28-altmaier-mit-sturkturstaerkungsgesetz-sichern-wir-strukturfoerderung-von-kohleregionen-bis-2038.html

/2/ Allemagne-Énergies (2019) : « Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038″, https://allemagne-energies.com/2019/01/27/allemagne-une-sortie-du-charbon-preconisee-dici-2038/

/3/ BMWi (2019) : « Rahmen und nächste Schritte für die Kohleausstiegsgesetzgebung », https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/P-R/rahmen-und-naechste-schritte-kohleausstiegsgesetzgebung.pdf?__blob=publicationFile&v=10

Interventions des Gestionnaires des Réseaux de Transport dans l´année 2018 et au premier trimestre 2019 pour le maintien de la stabilité du réseau

Les mesures de stabilisation du réseau ont gagné en importance ces dernières années en raison de l’évolution du paysage de la production, qui se caractérise par une augmentation des énergies renouvelables intermittentes. Depuis 2015 on observe une hausse importante des interventions pour la stabilisation du réseau. En cause la lente modernisation du réseau électrique qui ne suit pas le rythme de développement des énergies renouvelables.

De janvier à mars 2019, les gestionnaires des réseaux ont dû écrêter l’électricité produite par des énergies renouvelables (principalement éoliennes) beaucoup plus fréquemment qu’au cours de la même période de l’année précédente : 3,27 milliards de kWh d´électricité n’ont pu être injectés dans le réseau. Pour les gestionnaires de réseaux, l´écrêtement de l’électricité – ce que l’on appelle le « Feed-in management » – est une des dernières mesures à prendre pour stabiliser le réseau.  

Les coûts du maintien de la stabilité du réseau électrique pourraient atteindre un nouveau record en 2019. Dans les 3 premiers mois les coûts avaient déjà atteint près d’un demi-milliard d’euros, soit + 33% par rapport au premier trimestre 2018.

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L´Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur) a publié récemment les rapports de l´année 2018 et du premier trimestre 2019 relatifs aux mesures et aux coûts du maintien de la stabilité du réseau électrique en Allemagne /1/.

Il y a plusieurs mesures possibles :

  • Redispatching : réduction ou augmentation de la production d’électricité à partir de centrales électriques conventionnelles conformément à un accord contractuel avec les gestionnaires des réseaux de transport (GRT), avec remboursement des coûts. Le but est de modifier les flux physiques sur le réseau de transport.
  • Centrales de réserve : utilisation des centrales électriques de réserve pour se procurer l’électricité de redispatching manquante, avec remboursement des coûts.
  • Feed-in management (EinsMan) : écrêtement de la production d´énergies renouvelables et de la cogénération à la demande du GRT avec compensation

Si ces mesures ne suffisent plus à stabiliser le réseau, les GRT peuvent procéder à des mesures d’adaptation : ajustement des injections d’électricité et/ou des approvisionnements en électricité, sans compensation.

Léger recul en 2018 du volume des mesures et coûts de maintien de stabilité du réseau

La figure 1 montre l´évolution entre 2012 et 2018 des réductions de la production des centrales conventionnelles, l´écrêtement de la production des énergies renouvelables (hors hydroélectricité) et de la cogénération demandé par les GRT.

En 2018, l´écrêtement a concerné à 97% l´éolien, dont à 72% l´éolien terrestre et à 25% l´éolien offshore et correspond à presque 2,6 % à la quantité totale d’énergie commercialisée à partir de la production d’énergie renouvelable selon l’Agence Fédérale des Réseaux.

Fig A1_2 Eingriffe GRT 2012_2018
Figure 1 : Interventions des GRT (réduction de la production) entre 2012 et 2018

La figure 2  montre l´évolution des coûts relatifs à la stabilisation du réseau et la part des énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) à la production brute d´électricité depuis 2011. On peut observer une certaine corrélation avec l´augmentation de la part de la production d´énergies renouvelables intermittentes.

Les coûts sont composés de trois éléments : les coûts pour la mise à disposition d´une capacité conventionnelle de réserve (~ 415,5 M€ en 2018), le redispatching (~ 387,5 M€ en 2018) et l´indemnisation des producteurs d’énergies renouvelables pour l´écrêtement  de leur production (~ 635,4 M€ en 2018).

Les coûts en 2018 ont été légèrement inférieurs à ceux de l’année précédente malgré une augmentation de plus de 2% de la part des énergies renouvelables intermittentes à la production brute de l´Allemagne (voir aussi /2/ annexes 1 et 8).

Fig A8_1 Hausse des coûts de stabilisation du réseau 2011_2018
Figure 2 : Evolution des coûts de stabilisation du réseau et de la part des énergies renouvelables intermittentes à la production brute d´électricité

Forte hausse des interventions des GRT au premier trimestre 2019

Au premier trimestre 2019 (voir figure 3), la réduction de la production des installations d´énergies renouvelables et de la cogénération s’élevait à environ 3265 GWh soit près de 1300 GWh de plus qu’à la même période l’année précédente (1er trimestre 2018 : 1971 GWh). L´écrêtement a concerné à 99% l´éolien ce qui est principalement attribuable au premier trimestre 2019 très venteux. Malgré l´écrêtement, la quantité d’électricité produite par la seule énergie éolienne a augmenté de 21 % par rapport au premier trimestre 2018 (1er trimestre 2019 : 41 710 GWh ; 1er trimestre 2018 : 33 072 GWh).

Les coûts totaux des mesures de stabilisation des réseaux ont augmenté par rapport au premier trimestre 2018 et s’élèvent à environ 473 M€ (1er trimestre 2018 : 355 M€). A titre de comparaison, le coût total relatif à la stabilisation du réseau s´élevait à 1438 M€ pour l´année 2018.

Pour l´année 2018, l´indemnisation des producteurs d’énergies renouvelables s´élevait à 635,4 M€ pour l´écrêtement de leur production et à 364,2 M€ pour les premiers 3 mois 2019, donc plus de 57% de l´année 2018.

Vergleich 1 QRT 2018 _2019
Figure 3 : Comparaison sur les premiers trimestres 2018 et 2019 des volumes d´écrêtement de la production d´énergie renouvelable et des coûts totaux pour le maintien de la stabilité du réseau

Références

/1/  BNetzA (2019) Netz- und Systemsicherheit. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Netz_Systemsicherheit/Netz_Systemsicherheit_node.html.

/2/ Allemagne-Energies (2019) Énergies renouvelables : de nombreux défis. En ligne : https://allemagne-energies.com/energies-renouvelables/.

La taxe carbone dans les secteurs des transports et du chauffage-refroidissement arriverait-elle en Allemagne ? (mise à jour du 13 07 2019)

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Le 5 juillet 2019, le ministère fédéral chargé de l’environnement (BMU) a publié trois rapports d´expertise sur la taxe carbone /1/. Les rapports soutiennent les propositions de la Ministre Fédérale de l’Environnement visant à donner progressivement un prix au carbone dans les secteurs du chauffage-refroidissement et des transports. Les rapports ont examiné comment, dans ces secteurs non couverts par le système d’échange de quotas d’émissions de l’UE (SEQE-UE), mettre en place d’efficaces incitations à réduire les émissions de CO2. Le 12 juillet, le Conseil Général de l’Economie a présenté son concept. L’expertise avait été commandée par le gouvernement fédéral /3/. 

La raison en est que ces secteurs, non soumis à la réglementation européenne sur les émissions de CO2, risquent de ne pas atteindre leurs objectifs en matière de réduction d’émissions. L’Allemagne s’est engagée à atteindre des objectifs de réduction contraignants vis-à-vis de l’UE, soit une réduction de 55 % d´ici 2030 par rapport à 1990. Si ces objectifs ne sont pas atteints, les droits d’émission doivent être achetés à d’autres pays. Rien de moins sûr que d’autres pays soient vendeurs, et à quel prix ? Cela rend la question politiquement plus pressante.

Afin de réduire les émissions, en particulier dans les secteurs du chauffage-refroidissement et des transports, les trois rapports proposent de donner un prix du CO2 en plus des taxes énergétiques existantes. Dans un premier temps, la taxe serait de 35 Euros la tonne de CO2, mais passerait à 180 Euros la tonne en 2030. Par conséquent, essence, diesel, mazout et gaz naturel deviendraient plus chers. Cela devrait conduire à la rénovation énergétique des bâtiments et au passage des automobilistes à l´électro-mobilité.

Afin d’accroître l’acceptation de l’accroissement de la charge  des combustibles fossiles, les experts, à l’unanimité,  proposent de rembourser aux foyers modestes la taxe collectée.

Cela peut se traduire, par exemple, par un remboursement forfaitaire par habitant ou une réduction des taxes sur l’électricité. Cette réduction des taxes sur l’électricité aurait un avantage décisif par rapport au remboursement forfaitaire : un prix bas de l’électricité inciterait à acheter une voiture électrique. Une taxe  CO2 pourrait donc être plus efficace et moins onéreuse que le modèle de remboursement forfaitaire.

Les avis sont controversés entre les partis, mais aussi au sein du gouvernement. Le Ministre Fédéral de l´Économie et de l´Énergie, M. Altmaier, a critiqué ce concept et s’est référé à une expertise du Conseil Général de l’Economie qui sera publiée prochainement (N.B. :  l´expertise a été publiée le 12.07.2019, voir plus bas). La majorité des partis politiques n’est d’accord que sur le fait qu´il faudrait donner un prix au carbone dans les secteurs en dehors de SEQE-UE.

Cependant, le « comment » est en cours de discussion. Les Libéraux (FDP) et certaines fractions des Chrétiens Démocrates (CDU/CSU) sont favorables à l’intégration de tous les secteurs dans le système d’échange de quotas d’émission de l´UE, alors que les Verts proposent un prix de départ de 40 Euros par tonne de CO2, qui servirait  également de prix minimum dans le système d’échange de quotas d’émission de l´UE.

La Ministre Fédérale de l’Environnement présentera les rapports d´expertise au « Klimakabinett », où, avec d’autres avis d’experts, ils serviront de base aux discussions sur les décisions politiques à venir. Pour arriver à une réduction de 55% d´ici 2030, le gouvernement a promis une « loi climatique » d’ici fin 2019. La tâche incombe au « Klimakabinett », formation resserrée du gouvernement qui réunit tous les ministres concernés.

L´expertise du Conseil Général de l’Economie

Le 12.07.2017, les cinq experts en économie ont présenté leur expertise « Vers une nouvelle politique climatique » /3/. Ils plaident en faveur d’un prix du CO2 en tant qu’instrument central de la politique climatique. Un prix uniforme pour les émissions du CO2 garantirait un évitement des émissions dans la mesure où il serait moins onéreux que le prix du CO2.

Les experts recommandent d’étendre le système d’échange de quotas d’émissions de l’UE aux secteurs des transports et du chauffage-refroidissement d’ici 2030 au plus tard dans tous les Etats membres, établissant ainsi un prix du CO2 uniforme dans tous les secteurs. Toutefois, cela nécessite l’accord des autres États membres et le gouvernement allemand devrait exposer ce point de vue au niveau de l’UE.

Comme solution transitoire, un prix pour le CO2 doit être établi  pour  les secteurs en dehors de SEQE-UE, sous la forme d’un système distinct d’échange de quotas d’émission ou d’une taxe carbone. Un système distinct d’échange de droits d’émission serait plus simple à communiquer et plus facile à transférer par la suite à un système intégré d’échange de quotas d’émission, une taxe carbone serait plus rapide à mettre en place.

Les experts estiment qu’il n’est pas raisonnable de fixer un prix séparé pour la taxe carbone. Il serait judicieux de s’orienter dans un premier temps sur le prix actuel du CO2 du SEQE-UE et de commencer avec un prix entre 25 et 50 Euros par tonne de CO2. La taxe devrait alors être régulièrement adaptée à l’évolution de la situation. Plus la taxe carbone d´entrée sera faible, plus les hausses futures de la taxe devront être importantes. Le Conseil Général de l’Economie laisse aux responsables politiques le soin de décider de l’instrument à adopter et le montant de la taxe sur le CO2 qu’il conviendrait d’appliquer.

Les experts sont également favorables à d’autres mesures visant à favoriser la réduction des émissions de CO2. Des subventions à l’investissement pour l’équipement et les infrastructures à faibles émissions, ainsi que des incitations fiscales pour la réduction des émissions de CO2 sont envisageables.

Le seul objectif de la taxe sur le CO2 en Allemagne devrait être de réduire efficacement les émissions et non de générer des recettes fiscales supplémentaires. Selon les experts, une taxe carbone ne serait probablement acceptée par la population que si l’on peut exclure que la taxe soit utilisée à des fins autres que la politique climatique. Il convient donc de redistribuer les recettes de l’État, par exemple par une rémunération forfaitaire par habitant ou une réduction de la taxe sur l’électricité.

Les experts en économie soulignent que la lutte contre le changement climatique est un défi mondial qui ne peut être relevé que par une action coordonnée au niveau international. « Les objectifs de l´accord de Paris sur le climat doivent être mis en œuvre de manière efficace grâce à une taxe mondiale des émissions de gaz à effet de serre », a déclaré le Conseil Général de l’Economie. Une action isolée de l´UE affaiblirait sa position dans les négociations internationales sur la protection du climat :  Au lieu de fixer des objectifs de protection du climat toujours plus stricts, l´UE aurait intérêt à montrer que cet objectif peut être réalisé sans distorsions sociétales majeures.

Dans l’ensemble, les propositions du Conseil mettent fortement l’accent sur la coordination mondiale et les instruments de marché, pour limiter au mieux les baisses de prospérité de la population de l’UE.

Références

/1/ BMU (2019), communiqué de presse du 5.7.2019 : « Schulze: CO2-Preis kann sozial gerecht gestaltet werden », https://www.bmu.de/pressemitteilung/schulze-co2-preis-kann-sozial-gerecht-gestaltet-werden/

/2/ RWE (2019),  Information interne

/3/ Sachverständigenrat zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung (2019) : Sondergutachten 2019: Aufbruch zu einer neuen Klimapolitik, https://www.sachverstaendigenrat-wirtschaft.de/sondergutachten-2019.html

Allemagne : turbulences de l’équilibrage du système électrique en juin 2019

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Temps de lecture : 4 min

En juin 2019, pendant trois jours, il y a eu des déséquilibres considérables dans le système électrique allemand. Selon les gestionnaires des réseaux de transport, la situation était très tendue et n’a pu être maîtrisée qu’avec le soutien des voisins européens. Selon l’Agence Fédérale des Réseaux, il n’y a cependant pas eu de risque de blackout. La recherche des causes est en cours. L´événement a eu un large écho dans la presse allemande /1/,/2/,/3.

Les 6, 12 et 25 juin, les besoins d’équilibrage du système électrique n’étaient pas couverts. Ces jours-là, les gestionnaires des réseaux de transport (GRT) ont constaté que la réserve secondaire et tertiaire (réserve-minute) n’était pas suffisante. Pour mémoire : la réserve tertiaire ou mécanisme d’ajustement est utilisée pour compléter la réserve secondaire si celle-ci est épuisée ou insuffisante pour faire face à un déséquilibre du réseau. Jusqu´à 8 GW de puissance de réserve auraient été nécessaires, mais seulement 3 GW étaient disponibles par contrat selon /5/.

Il est important d´assurer à tout instant l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité car lorsque le système n’est plus synchronisé, la fréquence fluctue par rapport à sa valeur de référence de 50 Hz. Le fort sous-approvisionnement du réseau allemand, c’est-à-dire la disponibilité d’électricité inférieure aux besoins, a entraîné une baisse de la fréquence du réseau interconnecté européen.

Les GRT se sont procuré des approvisionnements supplémentaires en électricité à la bourse et à l’étranger et ont utilisé le dispositif d’interruptibilité des grands consommateurs industriels.

Le déficit n’a pas seulement entraîné une campagne d’aide de la part des voisins européens, qui ont fortement injecté de l’électricité sur le marché allemand. Les prix sur le marché des réserves d’équilibrage ont également grimpé en flèche à la bourse. Le coût d´un mégawatt de puissance de réserve tertiaire s’élevait à plusieurs milliers d’euros à son apogée.

Suite aux problèmes rencontrés, les GRT ont augmenté leur capacité de réserve secondaire et tertiaire.

Causes exactes non encore connues

Les quatre GRT et l’autorité de surveillance, l’Agence Fédérale des Réseaux, restent prudents quant aux causes. Tous deux veulent évaluer d’autres données en vue d’une « analyse minutieuse ». Cette enquête pourrait prendre plusieurs mois.

La situation des deux premiers jours, les 6 et 12 juin a vraisemblablement été causée par des erreurs de prévisions qui, sur la base des données météorologiques, estimaient une quantité d’énergie éolienne produite le lendemain et donc négociable à la bourse de l’électricité. Ces jours-là, cependant, le temps a été très instable sur l’Allemagne avec des vents forts qui se sont soudainement calmés. Cela a altéré la qualité des prévisions. En conséquence le système disposait de moins d’électricité que nécessaire /5/.

Le 25 juin a été extrêmement chaud. Amprion /5/ soupçonne qu’un nombre inattendu de personnes ont branché des climatiseurs et des réfrigérateurs ce jour-là – et que beaucoup plus d’électricité que pronostiquée a été tirée du réseau.

En principe, les acteurs du marché (fournisseurs, producteurs, etc.) sont incités à équilibrer à l’avance leurs injections et leurs soutirages sur le réseau pour minimiser les besoins d’équilibrage. Toutefois, il se peut que l’imprécision des prévisions de consommation et de production soit l´une des causes des problèmes. Les négociants en électricité ont donc commandé trop peu d’électricité et se sont fiés au fait que les réserves d’équilibrage disponibles étaient suffisantes.

En termes simples, l’électricité qui avait été vendue et que les GRT avaient prévue pour la stabilisation du système n’était pas fournie. Ces effets se sont probablement chevauchés.

Les marchés des réserves d’équilibrage ont fonctionné

Cependant, la dynamique des prix montre que, dans l’ensemble, la concurrence sur le marché des réserves de l’équilibrage fonctionne /4/ : des prix élevés attirent immédiatement plus d’offre, ce qui conduit directement à une chute rapide des prix et à une normalisation de la situation.

Il convient toutefois de garder à l’esprit qu’il est difficile de faire des prévisions précises en raison du développement massif des sources renouvelables intermittentes. Le vent et le soleil ont par nature une prévisibilité limitée. Pour certains experts, les coûts des réserves d’équilibrage devront augmenter en raison de l’augmentation des capacités de production d’électricité intermittente /4/.

Références

/1/ Energate Messenger (2019) : « Turbulenzen im Regelenergiemarkt », https://www.energate-messenger.de/news/192785/turbulenzen-im-regelenergiemarkt

/2/ Die Welt (2019) : « An mehreren Tagen im Juni wurde in Deutschland der Strom knapp », https://www.welt.de/wirtschaft/article196229401/Chaos-im-deutschen-Stromnetz-An-mehreren-Tagen-im-Juni-wurde-in-Deutschland-der-Strom-knapp.html

/3/ Spiegel Online (2019) : « Blackout-Gefahr,  Deutsche Netzbetreiber kämpfen mit akuter Stromnot », https://www.spiegel.de/wirtschaft/unternehmen/stromnetz-deutsche-netzbetreiber-kaempften-mit-akuter-stromnot-a-1275323.html

/4/ RWE team:news (2019)  » Stromnot in Deutschland » information interne

/5/ AMPRION (2019) : « Die Lage war besorgniserregend » , https://www.amprion.net/Netzjournal/Artikel-2019/Die-Lage-war-besorgniserregend

Allemagne : la part des énergies renouvelables à la consommation d’électricité atteint 44% au premier semestre de 2019

Temps de lecture : 2 min

La part des énergies renouvelables à la consommation intérieure brute d’électricité au premier semestre de 2019 (~ 290 TWh) a atteint 44%, sous réserve que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables soit entièrement affectée à la consommation intérieure et seule l´électricité produite à base de centrales conventionnelles soit exportée. A titre de comparaison : au premier semestre 2018, la part des énergies renouvelables dans la consommation d’électricité s´élevait à  39%.

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Figure 1 : Consommation intérieure brute d’électricité au premier semestre de 2019 (source BDEW)

Ceci est le résultat des calculs préliminaires du centre de recherche sur l’énergie solaire et l’hydrogène de Bade-Wurtemberg (ZSW) et de la fédération des industries de l’énergie et de l’eau (BDEW) /1/.

Avec 55,8 TWh, l´éolien terrestre a été le plus grand producteur d´électricité renouvelable. Cela correspond à une augmentation de 18% par rapport au 1er semestre 2018 (47,3 TWh). Le photovoltaïque a  fourni 24 TWh  (1er semestre 2018: 23 TWh). Le taux de croissance le plus élevé a été atteint par l´éolien offshore avec une production de 12 TWh, soit  une augmentation de 30% par rapport au premier semestre 2018 (9,2 TWh). La production des autres énergies renouvelables (biomasse et hydraulique) est avec 36,7 TWh pratiquement restée constante (premier semestre de 2018: 37,2 TWh).

L´augmentation de la production des énergies renouvelables au premier semestre 2019 est principalement attribuée aux conditions météorologiques exceptionnelles.  Un nouveau record de production d´éolien a été enregistré en mars, mais dans les autres mois aussi le facteur de charge des éoliennes a été toujours supérieur aux valeurs moyennes de référence. A titre d´exemple, le facteur de charge d´éolien offshore a été d´environ 43% au premier semestre 2019.

Références

/1/ BDEW : Communiqué de presse du 26.6.2019 « Zahl der Woche / Halbjahres-Rekord: Erneuerbare Energien decken 44 % des Stromverbrauchs in Deutschland » https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/zahl-der-woche-halbjahres-rekord-erneuerbare-energien-decken-44/

Le développement d´éolien terrestre s´enlise

Temps de lecture :  4 min

L´Agence fédérale des Réseaux a effectué deux appels d´offres d´éolien terrestre au premier semestre 2019 /1/.  Les résultats confirment le développement préoccupant concernant les volumes offerts et attribués de l´éolien terrestre en Allemagne.

Avec 61,3 – 62,55 €/MWh  le montant moyen pondéré d´adjudication reste à peu près constant depuis les quatre derniers appels d´offres (voir figure 1). Cela indique qu’en raison du manque de concurrence, les soumissionnaires ont été en mesure d’aligner leurs offres sur les valeurs maximales fixées par l´Agence Fédérale des Réseaux (2018 : 63 €/MWh; 2019 : 62 €/MWh).

En effet, le volume mis aux enchères est loin d´être atteint. Seuls 746 MW des 1350 MW mis aux enchères au premier semestre 2019 ont été attribués notamment faute de soumissionnaires.

Pour mémoire : les offrants soumettent une valeur de référence pour un « site idéal » : 6,45 m/s à 100 m de hauteur. Ensuite la valeur de référence est multipliée par un facteur de qualité en fonction du site réel et du rendement du type d’éolienne prévue. Donc pour un site réel d´une qualité supérieure, la valeur de référence est multipliée par un facteur < 1  alors que pour un site réel de moindre qualité elle est multipliée par un facteur > 1.

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Fig. 1 : Résultats d´appels d´offres éolien terrestre en 2017, 2018 et premier semestre 2019

Tandis que les volumes des appels d´offres de 2017 ont été largement sursouscrits, une baisse importante des volumes attribués est observée depuis un an (voir figure 2).

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Fig. 2 : Volumes (en MW) des appels d´offres éolien terrestre en 2017, 2018 et premier semestre 2019

Les raisons sont multiples selon un rapport récent de l´Agence de l’éolien terrestre /2/. Les avantages des sociétés de citoyens tels que l’absence d´obligation d’autorisation préalable selon BImSchG  (Loi fédérale sur la protection contre les nuisances environnementales) ont été abolis en 2018 et les délais de construction sans pénalité raccourcis. Les procédures d´autorisation sont de plus en plus longues ce qui ralentit le rythme de mise en service des nouvelles installations. De plus, la construction des nouvelles éoliennes se heurte aux refus des riverains et des organisations de protection de la nature et des oiseaux. Leur opposition a conduit à de nombreuses plaintes contre de nouvelles constructions.

L´Agence Fédérale des Réseaux prévoit au deuxième semestre 2019 encore quatre appels d´offres d´éolien terrestre d´un volume total de 2325 MW /3/. Si la tendance baissière se confirme il faudrait prendre des mesures pour faciliter les procédures d´autorisation et pour renforcer l´acceptation des riverains et des communes.

Le gouvernement allemand vise pour 2030 une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité /4/. Pour atteindre cet objectif  il faudrait construire environ 100 GW en sus des 120 GW déjà installés fin 2018 donc une augmentation de plus de 80% en 10 ans en utilisant notamment la technologie de l’éolien et du photovoltaïque /5/.

Mais ce n’est pas le seul problème : presque 12000 éoliennes, représentant une capacité installée d´environ 14 GW, sortiront du mécanisme de soutien entre 2021 et 2025 /6/. L´industrie éolienne craint que le prix sur le marché spot soit trop bas pour une exploitation rentable sans tarif d´achat garanti.

Bibliographie

/1/ Bundesnetzagentur (2019) : Ausschreibungen 2019, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Ausschreibungen/Wind_Onshore/BeendeteAusschreibungen/BeendeteAusschreibungen_node.html

/2/ Fachagentur Windenergie (2019) : Analyse der Ausbausituation der Windenergie an Land im Frühjahr 2019. Fachagentur Windenergie an Land. En ligne : https://www.fachagentur-windenergie.de/aktuell/detail/starker-einbruch-des-windausbaus-im-1-quartal.html.

/3/ Bundesnetzagentur (2019) :  Ausschreibungen, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Ausschreibungen/Ausschreibungen_node.html

/4/ Allemagne-Energies (2019) : Le tournant énergétique allemand. En ligne : https://allemagne-energies.com/tournant-energetique.

/5/ BDEW (2019) : Erneuerbare Energien: Szenarien zur Erreichung des 65-Prozent-Ziels. Massiver Ausbau der Erneuerbaren erforderlich – Flächenrestriktionen gefährden Zielerreichung,  En ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/massiver-ausbau-der-erneuerbaren-erforderlich-flaechenrestriktionen-gefaehrden-zielerreichung/

/6/ Deutscher Bundestag (2018) Ökologische Langzeitfolgen unrentabler Windkraftanlagen nach Entfall der EEG-Umlage. Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der Fraktion AfD (Drucksache 19/4196). En ligne : http://dipbt.bundestag.de/doc/btd/19/041/1904196.pdf.

L´Agence Fédérale des Réseaux publie l’équilibre offre-demande d’électricité pour les hivers 2019-2020 et 2022-2023

Temps de lecture : 4 – 6 min

  • Le scenario le plus contraignant pour la stabilité du réseau en hiver 2019-2020 est une production éolienne élevée dans le nord de l´Allemagne au moment du crépuscule (faible production photovoltaïque) avec une consommation élevée en Allemagne et dans les pays voisins
  • En plus d´un management accru du réseau (redispatching), il faut activer une capacité de réserve d´environ 5,2 GW de centrales thermiques à flamme dans le sud de l´Allemagne.
  • En revanche pour l’hiver 2022 – 2023 les besoins de capacité de réserve pourraient dépasser les 10 GW. Cette évaluation ne tient pas encore compte des préconisations de la Commission Charbon d´arrêter 12,5 GW de centrales à charbon et lignite d´ici 2022.

L´Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur) a publié le 2 mai 2019 son analyse de l’équilibre offre-demande d’électricité pour les hivers 2019-2020 et 2022-2023 /1/, /2/. Cette analyse s´appuie sur le rapport des quatre gestionnaires des réseaux de transport (GRT).

Situation hiver 2019-2020

Contrairement aux attentes, le scenario le plus critique pour la stabilité du réseau n´est pas la production éolienne et solaire quasi nulle mais une production éolienne élevée dans le nord de l´Allemagne au moment du crépuscule (faible production photovoltaïque) avec une consommation élevée en Allemagne et dans les pays voisins fin d´automne ou en hiver.

Le tableau montre le scénario potentiellement le plus critique pour la stabilité du réseau en hiver 2019-2020. Dans ce scénario la consommation nationale est estimée à 86,9 GW et l´exportation à 11 GW.

Compte tenu des indisponibilités présumées des moyens de production et du retard du développement des réseaux (notamment les tracés nord – sud),  le solde « production – consommation » donne une situation excédentaire en Allemagne du nord (+ 29,4 GW) et une situation déficitaire en Allemagne du sud (-18,4 GW) nécessitant une exportation accrue d´environ 11 GW. L´impact de l´exportation sur le flux nord- sud varie selon la destination (pays situé au nord ou sud de l´Allemagne).

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Tableau : scénario potentiellement le plus critique pour la stabilité du réseau en hiver 2019-2020

Pour garantir la stabilité du système électrique dans cette situation, il faut utiliser d´une part le potentiel disponible de redispatching de 9,6 GW des centrales pilotables participant au marché de production de l´électricité. En pratique, cela veut dire que les GRT réduisent la production des centrales pilotables au nord du Main (latitude N 50,4°) et augmentent leur production au sud de cette latitude.

Etant donné que le potentiel de redispatching du marché de l´électricité est insuffisant, il faut d´autre part activer une capacité de réserve de 5,16 GW située en Allemagne du sud pour faire face au déséquilibre dans la production d’électricité entre le nord et le sud de l´Allemagne. Il s´agit des centrales  thermiques à flamme considérées d´importance systémique,  et pour lesquelles la demande d´arrêt des exploitants au motif  de rentabilité insuffisante n´a pas été accordée.  Ces centrales de réserve ne sont pas autorisées à participer au marché de production mais seront uniquement employées à la demande des GRT pour le maintien de la stabilité du système électrique.

Compte tenu du fait que les besoins de réserve sont environ 1,5 GW plus bas que pour l’hiver précédent /3/,  les centrales de réserve déjà contractées en Allemagne permettront de couvrir les besoins de l’hiver 2019-2020.

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Capacité de réserve : centrale à charbon de Bexbach (STEAG), 780 MW, Sarre-Palatinat

Situation hiver 2022-2023

L´Agence Fédérale des Réseaux a effectué une première évaluation de l’équilibre offre-demande d’électricité pour l’hiver 2022-2023. Selon le calcul, les besoins de réserve seront pratiquement doublés par rapport à l´hiver 2019-2020 et passeront à 10, 65 GW.

Les raisons sont les suivantes :

  • prise en compte des nouvelles exigences, conformément à la réglementation européenne, à savoir l´augmentation des capacités d´interconnexion.
  • sortie définitive du nucléaire fin 2022, ce qui conduit à l´aggravation du déséquilibre dans la production d’électricité entre les régions du nord et du sud.

Afin d´assurer la sécurité du système électrique dans la période allant de l´arrêt du nucléaire jusqu´à la mise à disposition des nouvelles lignes à courant continu, l´ Agence fédérale des Réseaux a déjà accordé en 2017 /4/ la construction de 1200 MW de capacité de soutien du réseau (besondere netztechnische Betriebsmittel) repartie sur 4 régions en Allemagne du sud (4 unités de 300 MW chaque). La mise en service des installations est prévue à partir d´octobre 2022

La mise en service de nouvelles lignes et notamment des tracés nord – sud en courant continu, prévue pour 2025, pourrait réduire les besoins de capacité de réserve. Mais en attendant, il faudrait, pour la seule stabilisation des réseaux, maintenir une capacité de réserve importante. Les frais seront répercutés sur les consommateurs.

L’origine de cette capacité de réserve importante n’a pas encore été déterminée. Les centrales de réserve à disposition en Allemagne en 2022 seront très vraisemblablement insuffisantes. Il faudrait éventuellement contracter des moyens pilotables à l´étranger.

Compte tenu du fait qu´une incertitude considérable entoure encore les pronostics pour l´hiver 2022-2023, l´Agence Fédérale des Réseaux continue pour l´instant à surveiller la situation et  prendra des décisions en temps utile.

L´évaluation pour l’hiver 2022-2023 ne prenant pas encore en compte les préconisations de la Commission Charbon, à savoir arrêter définitivement d’ici 2022  une capacité de 12,5 GW des centrales à charbon et lignite /5/, cela devrait encore modifier les besoins de capacité de réserve en fonction de la position géographique de ces centrales. 

Références

/1/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 2.5.2019 : « Bundesnetzagentur gibt Netzreservebedarf bekannt », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2019/20190502_Netzreserve.html?nn=265778

/2/ Bundesnetzagentur (2019) : « Feststellung des Bedarfs an Netzreserve für den Winter 2019/2020 sowie das Jahr 2022/2023 »,

https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/Feststellung_Reservekraftwerksbedarf_2019.pdf?__blob=publicationFile&v=3

/3/ Allemagne-Energies (2018)  : « Pour les hivers 2018-2019 et 2019-2020, l´agence fédérale des réseaux évalue à 6,6 GW la capacité de réserve des centrales thermiques à flamme », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/Systemanalyse_UeNB_2018.pdf?__blob=publicationFile&v=2

/4/ Bundesnetzagentur (2017) : « Bericht zur Ermittlung des Bedarfs an Netzstabilitätsanlagen gemäß §13k EnWG », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/BNetzA_Netzstabilitaetsanlagen13k.pdf?__blob=publicationFile&v=3.

/5/ Allemagne-Energies (2019) : « Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038 », https://allemagne-energies.com/2019/01/27/allemagne-une-sortie-du-charbon-preconisee-dici-2038/

 

Les gestionnaires des réseaux de transport publient le projet révisé du plan de développement des réseaux de transport à l´horizon de 2030

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Temps de lecture : 7 – 9 min

Les quatre gestionnaires des réseaux de transport (GRT) ont présenté mi-avril 2019 le projet révisé du plan de développement des réseaux de transport à l´horizon de 2030.

Suite au nouvel objectif d´une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation d´électricité d´ici 2030, les besoins d’extension des réseaux électriques de transport sont plus importants et plus chers que dans les évaluations antérieures. Ils passeront de 7 700 km à plus de 12 000 km selon le scénario retenu.  La capacité des tracés nord-sud à haute tension en courant continu sera augmentée à 12 GW. Les coûts totaux du projet révisé se situent maintenant entre 61 et 62,5  milliards d´Euros selon le scénario.

L’Agence Fédérale des Réseaux soumettra, après analyse des propositions des GRT, le plan de développement au gouvernement. Il servira de base à la programmation fédérale des besoins. Le projet de programmation fédérale sera ensuite soumis pour accord au parlement (Bundestag, Bundesrat)  courant 2019.  Après adoption, la programmation fédérale constitue la base pour le développement des réseaux de transport à l´ horizon 2030.

Scénarios énergétiques

Un cadre des scénarios d´approvisionnement et de consommation de l´électricité (voir tableau en annexe) fournit la base de planification du développement des réseaux de transport (terrestre et en mer).

En coordination avec l´Agence Fédérale des Réseaux, cinq scénarios ont été retenus : un scenario à court terme B 2025, trois scenarios à l´horizon de 2030 (A, B et C)  et un scenario à plus long terme à l’horizon 2035 /1/, /2/.

Tous les scenarios visent l´objectif d´une part de 65% des énergies renouvelables à la consommation de l´électricité à l´horizon 2030. Seule l’importance des différentes technologies des énergies renouvelables employées varie selon le scénario. De plus les scénarios se distinguent au niveau du degré d´innovation relative à la production centralisée et décentralisée, de leur utilisation dans les autres secteurs (électromobilité et pompes à chaleur ménagères) et du degré d´utilisation de stockage d´énergie et de management du réseau (Demand Side Management).

Un objectif du tournant énergétique de 2011 était la baisse de la consommation nationale de l´électricité d´au moins 25% d´ici 2050.  Pratiquement tous les scénarios 2030 partent de l´hypothèse d´une augmentation de la consommation nationale notamment en raison de l´utilisation accrue d´électricité dans les autres secteurs.

Les propositions récentes /3/ de la Commission Charbon (réduction à 17 GW de la capacité totale des centrales charbon et lignite d´ici 2030) correspondent au scenario C 2030 (17,1 GW).

Les scénarios 2030 visent un plafond d´émissions annuelles de CO2 de 184 Mt CO2 ce qui correspond à une réduction d´environ 50% par rapport à 1990 ( 366 Mt CO2).

Plan commun de développement des réseaux de transport

Le cadre des scenarios a permis aux quatre GRT d´établir un plan commun de développement des réseaux de transport distribué pour consultation aux acteurs du marché en février 2019.

Suite aux amendements, le projet révisé a été publié mi-avril 2019 /1/. Il confirme la programmation fédérale des besoins actuellement en vigueur (pour mémoire : la programmation fédérale actuelle de développement des réseaux de transport a déterminé 7700 km comme prioritaires) et préconise des mesures supplémentaires (nouvelles lignes et renforcement des lignes existantes).

Pour le scenario C 2030 à titre d´exemple, les GRT estiment que 1700 km de lignes nouvelles et 3250 km de renforcement des lignes existantes supplémentaires seraient nécessaires.

Dans tous les scenarios 2030, ils proposent la construction de deux nouvelles lignes à haute tension en courant continu d’une capacité cumulée de 4 GW sur une longueur d´environ 1160 km. Elles viendraient s’ajouter aux tracés nord – sud en courant continu déjà prévus. On passerait ainsi à un total de 12 GW et une longueur supérieur à 3600 km (voir figure 1).

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Figure 1 : Tracés nord – sud en courant continu (projet 2030) – nouveau tracé proposé en rouge

Les besoins totaux en lignes nouvelles et renforcement des lignes existantes passeront à 12090 km dans le scénario C 2030. Dans les autres scénarios, les besoins totaux varient légèrement entre 11480 km (A 2030) et 12670 km (B 2035).

Les coûts du scenario moyen B 2030 augmenteront à 61 milliards d´Euros par rapport aux 52 milliards d´Euros du premier projet 2030. Le coût du scenario C 2030 est évalué à 62,5  milliards d´Euros.

Motifs pour l´augmentation du besoin

La raison principale est la décision du gouvernement en 2018 d´augmenter l´objectif de la part d´énergies renouvelables à la consommation d´électricité à 65% d´ici 2030.

Malgré l´emploi de technologies innovantes, telles que le stockage d´énergie et le power-to-gaz, l´augmentation de la part des énergies renouvelables nécessite l´extension des réseaux électriques pour faire face à l´aggravation du déséquilibre dans la production d’électricité en Allemagne.  Tandis que la production dans le nord et l’est du pays équivaut pratiquement au double de la demande, il y a un déficit dans le sud et l’ouest,  où entre un quart et la moitié de la consommation annuelle d’électricité doit être assurée par des importations depuis d’autres régions ou des pays voisins. L’électricité éolienne produite dans le nord doit donc être amenée à des centres de consommation électrique dans le sud et dans l’ouest de l’Allemagne.

De plus la production aléatoire peut excéder pendant de nombreuses heures la consommation nationale, entrainant la nécessité d´exporter l´électricité en surplus.  Les scénarios 2030 partent de l´hypothèse d´un solde exportateur d´énergies renouvelables entre 44,4 et 75,6 TWh lissé sur l´année. L´Allemagne restera donc un fort exportateur d´électricité en Europe à l´horizon 2030. 

Evaluation de la stabilité du système électrique

Sur la base du scénario B 2035, les GRT ont évalué la stabilité du système électrique dans l´hypothèse d´une sortie complète des centrales à charbon et lignite.

Compte tenu du fait que ces centrales injectent aussi de la puissance réactive dans le réseau, leur arrêt nécessite de recourir à d’autres moyens de compensation. Les analyses ont montré un besoin important d´équipements de compensation de puissance réactive, compris entre 38,1 et 74,3 Gvar (Gigavoltampère réactive) selon le degré de réduction du couple charbon /lignite.

Absence d´une appréciation approfondie de la sécurité d´approvisionnement

Une appréciation approfondie de la sécurité d´approvisionnement ne fait pas partie du plan de développement des réseaux à l´horizon de 2030. Pour l´exemple, pour une consommation de pointe de 80 GW en cas de vague de froid décennale le scénario C 2030 prévoit une capacité pilotable de 80,7 GW composée de 69,1 GW de centrales conventionnelles, 5,6 GW d´hydroélectricité et 6 GW de biomasse. Des indisponibilités comme des arrêts de tranche ou des déficits hydrauliques n’ont pas été retenues. Pour assurer la sécurité d´approvisionnement il faut s´appuyer sur le Demand Side Management (une capacité de 6 GW d´effacement est envisagée) ou des importations des pays voisins.

Programmation fédérale des besoins

L’Agence Fédérale des Réseaux soumettra, après analyse des propositions des GRT, le plan de développement au gouvernement. Il servira de base à la programmation fédérale des besoins. Le projet de programmation fédérale sera ensuite soumis pour accord au parlement (Bundestag, Bundesrat)  courant 2019. Après adoption, la programmation fédérale des besoins constitue  la base pour le développement des réseaux de transport à l´ horizon 2030.

Le gouvernement est tenu de présenter tous les quatre ans au législateur la programmation des besoins des réseaux. La dernière version date de 2015.

Annexe : Scénarios pour le plan de développement des réseaux 2030 (édition 2019)

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Références

/1/ Communiqué de presse du 15.04.2019 de TenneT, Amprion, 50Hertz, TransnetBW: „Übertragungsnetzbetreiber übergeben zweiten Entwurf des Netzentwicklungsplans 2030 (2019)“ https://www.tennet.eu/de/news/news/uebertragungsnetzbetreiber-uebergeben-zweiten-entwurf-des-netzentwicklungsplans-2030-2019/

/2/ GRT : « Zweiter Entwurf des NEP 2030 (2019) – Vorstellung der Ergebnisse », 30.4.2019, https://www.netzentwicklungsplan.de/sites/default/files/paragraphs-files/Dialogveranstaltung_Ergebnisse_NEP_2030_2019_2_Entwurf.pdf

/3/ Allemagne-Energies : « Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038 », https://allemagne-energies.com/2019/01/27/allemagne-une-sortie-du-charbon-preconisee-dici-2038/

Appel d´offres du photovoltaïque 2019 : les raisons possibles de la forte hausse de prix

Innogy

Temps de lecture : 3 min

  • L’Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur) a publié fin mars 2019 les résultats du 2e appel d’offres de 2019 pour des installations photovoltaïques de plus de 750 kW. Le prix moyen d´adjudication est en forte hausse par rapport à 2018 et la session précédente en 2019.
  • Le résultat de l´appel d’offres bi-technologies (éolien terrestre et solaire), publié le 18 avril 2019, confirme la tendance haussière du prix d´adjudication du photovoltaïque.

Le résultat du dernier appel d’offres pour le photovoltaïque /1/ sort de la tendance observée en 2017 et 2018 /2/. Sur l’ensemble des projets retenus, les prix d´adjudication s’étalaient de 39 €/MWh à 84 €/MWh. Le prix moyen pondéré est avec 65,9 €/MWh en forte hausse.

La figure 1 montre les résultats d´appels d´offres du photovoltaïque en 2017, 2018 et au premier semestre 2019.

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Figure 1 : Résultats d´appels d´offres du photovoltaïque en 2017, 2018 et au premier semestre 2019

Les raisons possibles de la forte hausse de prix

Il y avait plusieurs particularités lors du 2e appel d’offres de 2019 pour des installations photovoltaïques : il s´agit du premier appel d´offres supplémentaire (Sonderausschreibung) d´un volume de 500 MW pour atteindre les 65 % EnR en 2030. Les précédents appels d´offres avaient une puissance appelée moins importante, entre 175 et 200 MW.

Le montant d´adjudication maximal admis a été fixé à 89,1 €/MWh par l´Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur), donc une valeur relativement élevée pour un volume si important.

De nombreux projets de champs photovoltaïques en Bavière  ont été exclus de l´appel d´offres, compte tenu du fait que la Bavière avait déjà dépassé son quota. De plus de nombreux projets (~ 200 MW) ont dû être exclus pour vice de forme.

La forte hausse du prix s´explique par des effets d’aubaine compte tenu du volume et un plafond de prix élevé, et l´exclusion de certains concurrents, notamment en Bavière.

Le résultat de l´appel d’offres bi-technologies 2019 confirme la tendance haussière du prix

L’Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur) a publié mi-avril 2019 /3/ le résultat de l´appel d’offres bi-technologies combinant solaire et éolien terrestre. Il s´agit du 3e appel d’offres de ce type. Dans les deux sessions précédentes, l´éolien terrestre n’a pas reçu l’adjudication. Cette fois ci aucune offre n’a été soumise pour l’éolien terrestre. Donc le volume total attribué de 210,8 MW pour une cible de 200 MW a été entièrement octroyé au photovoltaïque.

La fourchette des prix s’étend de 45 €/MWh à 61 €/MWh. Le prix moyen pondéré d´adjudication s’affiche à 56,60 €/MWh, donc en légère hausse comparé au prix moyen de 52,70 €/MWh lors du précédent appel d’offres en novembre 2018 /2/.

Selon l´Agence Fédérale des Réseaux, ce résultat ne doit pas être considéré isolément mais en combinaison avec l´appel d´offres supplémentaire (Sonderausschreibung) d´un volume de 500 MW du mois précédent (voir plus haut) qui a déjà conduit à une forte hausse du montant d´adjudication.

Il faut attendre les résultats des prochains d´appels d´offres pour voir s´il s´agit d´une anomalie ou une tendance systématique.

Références

/1/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 28 mars 2019 : « Ergebnisse der Ausschreibung für Solaranlagen », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2019/20190328_Solar.html?nn=265778

/2/ Allemagne-energies 2018 : « Retour d´expérience des appels d´offres en 2017 et 2018 selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017) », https://allemagne-energies.com/2018/12/09/retour-dexperience-des-appels-doffres-en-2017-et-2018-selon-la-loi-sur-les-energies-renouvelables-de-2017-eeg-2017/)

/3/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 18 avril 2019 :  »  Ergebnisse der gemeinsamen Ausschreibungen nach dem EEG », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2019/20190418_Ausschreibungen.html?nn=265778