L´édition 2021 est disponible ici
Texte mis à jour le 20.01.2022
Temps de lecture 20 min (résumé 3 min)
La crise sanitaire liée au Coronavirus a fortement influencé les résultats énergétiques de l´Allemagne en 2020. Toutefois, la réduction drastique de la consommation énergétique et des émissions de gaz à effet de serre n’a été possible que par une restriction tout aussi drastique de la vie socio-économique. Le PIB a baissé de 5% en 2020 selon le ministère fédéral de l´économie et de l´énergie /23/. Compte tenu de la poursuite de la crise sanitaire, il est peu probable que l’année 2021 connaisse une reprise complète. La consommation d’énergie et d’électricité pourrait augmenter en 2021 par rapport à 2020, mais rester inférieure au niveau de 2019.
Selon les données statistiques provisoires, les résultats énergétiques 2020 se résument comme suit :
- La consommation énergie primaire baisse à un niveau historique, soit de 8% par rapport à 2019. L´objectif du tournant énergétique d´une réduction de 20 % de la consommation d’énergie primaire par rapport à 2008 a néanmoins été manqué
- La consommation intérieure brute d´électricité recule de 4% à ~ 545 TWh (2019 : ~568 TWh) ce qui permet à l´Allemagne d´atteindre son objectif de 2020, soit une réduction de 10% par rapport à 2008
- La production brute d´électricité s´élève à ~ 566 TWh, une baisse de 6 % par rapport à 2019 (~ 603 TWh)
- La part des filières renouvelables passe à presque 44,5 % (~ 252 TWh) de la production brute (2019 : 242 TWh) et à presque 46 % de la consommation intérieure brute. Leur capacité totale installée atteint les 131 GW.
- En revanche, les résultats excellents des énergies renouvelables lissés sur l´année ne sont pas synonyme d´un approvisionnement fiable. C’est ce que montre une évaluation détaillée des quelques situations de production d’électricité au cours de l´année 2020.
- La part des énergies fossiles dans la production brute s´élève à ~ 44 % (~ 250 TWh) contre plus de 47% en 2019 (~ 286 TWh), la part de la production à partir de la houille et du lignite s´élève à environ 24% (~ 135 TWh) contre plus de 28% en 2019 (~ 172 TWh)
- a production du nucléaire (~ 64 TWh) a baissé de plus de 14 % par rapport à 2019 suite à l´arrêt définitif de la centrale nucléaire de Philippsburg 2 le 31 décembre 2019.
- Le solde exportateur est avec ∼ 20 TWh en recul par rapport à 2019 (∼ 33 TWh)
- les émissions de gaz à effet de serre ont baissé à un niveau historique de 729 Mt CO2éq et permettent à l´Allemagne d´atteindre son objectif de 2020 (- 40% par rapport à 1990)
Plusieurs projets-phares du tournant énergétique allemand seront mis en œuvre en 2021 :
- Instauration d´une taxe carbone (droits d´émission sous forme de certificats à prix fixe) sur les émissions des produits combustibles non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émissions
- Mise hors service des premières centrales à houille et lignite conformément à la loi de sortie du charbon
- Entrée en vigueur de la nouvelle loi EEG 2021 qui remplace la loi actuelle de 2017 par une version fondamentalement modifiée fixant des objectifs ambitieux de développement des énergies renouvelables à l´horizon de 2030 (une part de 65% à la consommation brute d´électricité)
- Début d´un contrôle rigoureux des émissions de gaz à effet de serre de chaque secteur économique afin d´atteindre en toute sécurité l’objectif de réduction de 55 % d’ici 2030 par rapport à 1990 selon la loi fédérale de protection du climat 2030 (Bundes – Klimaschutzgesetz), entrée en vigueur en décembre 2019
- Fin décembre 2021 : arrêt de trois (~ 4 GW) des six centrales nucléaires encore en service conformément à la loi de sortie du nucléaire de 2011
Consommation énergétique
Selon AG Energiebilanzen /1/, la consommation d´énergie primaire baisse à un niveau historique depuis la réunification de l´Allemagne, soit à 11.784 PJ (281 Mtep), moins 8,0 % par rapport à l´année précédente (2019 : 12.805 PJ).
La tendance à long terme montre que la consommation d´énergie primaire a diminué de 18,7% par rapport à 2008 (cf. figure 1). L´objectif d´une réduction de 20 % de la consommation d’énergie primaire par rapport à 2008 a néanmoins été manqué.
Ce niveau historiquement bas est principalement dû à la crise sanitaire. La baisse a été renforcée par l’amélioration de l’efficacité énergétique notamment dans les secteurs de l´industrie et du bâtiment et les conditions météorologiques favorables. Le fioul domestique, en revanche, a vu une augmentation de la demande car de nombreux consommateurs ont profité des prix bas pour reconstituer leurs stocks.
La part des sources d’énergie a également évolué. Alors que le fioul et le gaz naturel ont pu maintenir leurs positions au cours des dernières années, la houille et le lignite ont enregistré une forte baisse de leur part. Mais plus de trois quarts de la consommation d’énergie primaire sont toujours couverts par des combustibles fossiles.
Les énergies renouvelables ont augmenté leur contribution à 16,6 %. Néanmoins, leur part reste modeste en raison de leur faible croissance dans les secteurs du bâtiment et des transports.
Consommation et production d´électricité
Le secteur électrique a également été fortement influencé par la crise sanitaire /2/, /3/, /4/, /5/.
Les restrictions dans la vie économique et publique ont fait reculer la consommation intérieure brute d’électricité de presque 23 TWh à 545 TWh selon BDEW /3/, ce qui correspond à une baisse de 4% par rapport à 2019 (568 TWh). L´objectif de 2020 du tournant énergétique, soit une réduction de 10% par rapport à 2008 (613 TWh) a donc été atteint.
En conséquence, la production brute d’électricité a également enregistré avec 566 TWh une réduction d´environ 6 % par rapport à 2019 (~ 603 TWh).
Les énergies renouvelables ont fourni presque 252 TWh, plus que jamais auparavant. Leur part dans la production brute d´électricité s´élève à 44,5 % en 2020. Toutefois, l’augmentation de 10 TWh, soit d´environ 4% par rapport à 2019, est, en raison du faible développement de l´éolien terrestre, inférieure de la moitié par rapport à l´augmentation observée entre 2018 et 2019.
Sous l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables serait entièrement consommée en Allemagne, les énergies renouvelables ont participé à hauteur de presque 46% à la couverture de la consommation intérieure brute d´électricité /3/.
Cette augmentation est principalement due à leur injection prioritaire au réseau et la baisse marquée de la production totale du fait de la crise sanitaire. De plus, le premier trimestre 2020 a été très venteux et le nombre d´heures d’ensoleillement supérieur à la moyenne en 2020.
Le tableau ci-dessous détaille la production brute pour chaque filière en 2020 par rapport à 2019 pour l’ensemble du secteur de l’électricité y compris la production destinée à l’autoconsommation de l´industrie et à l´autoconsommation individuelle et collective.
Conformément aux prescriptions du gouvernement fédéral, la production brute et la consommation intérieure brute sont utilisées comme base de calcul pour évaluer la part des énergies renouvelables.
Certains sites utilisent comme base de calcul la part de production nette injectée dans le réseau public sans tenir compte de l´autoconsommation de l´industrie, ce qui se traduit par une part apparemment plus importante d´énergies renouvelables à la production et consommation.
La production d´électricité à partir du lignite et de la houille est caractérisée par des baisses importantes : la production à partir de houille a diminué de plus d´un quart et celle à partir de lignite de près d’un cinquième. Leur part à la production brute s´élève à 24%, contre 28% en 2019.
L´énergie nucléaire connaît également une réduction significative, notamment en raison du déclassement de la centrale nucléaire de Philippsburg 2 le 31 décembre 2019 /7/.
La production à partir du gaz a légèrement augmenté. En particulier, la baisse significative des prix du gaz sur le marché spot au cours de l´année et le prix toujours élevé de la tonne de CO2 dans le système européen d´échange de quotas d’émissions ont renforcé leur position par rapport aux centrales à la houille et au lignite.
Le photovoltaïque a enregistré une augmentation de presque 12 %. Cette quantité d’électricité comprend non seulement l´injection au réseau public mais aussi l´autoconsommation individuelle et collective. Sur le seul mois d’avril, le plus ensoleillé depuis l’enregistrement des données météorologiques, environ 7 TWh ont été produits.
Avec une production de 132,6 TWh, l´énergie éolienne (terrestre et en mer) est aujourd’hui de loin la source d´énergie la plus importante dans le mix électrique allemand. Les éoliennes maritimes ont enregistré une augmentation de 10,5 %. Toutefois, des taux de croissance de cette grandeur ne sont plus à prévoir dans les prochaines années, car une augmentation substantielle de leur puissance installée n´est pas prévue avant les années 2023 à 2025.
Au cours de la dernière décennie, la part des énergies renouvelables dans la production brute d´électricité a été multipliée par un facteur de 2,4 (cf. figure 3), tandis que la part de la houille et du lignite a reculé de presque la moitié à environ 24% (~ 135 TWh) en 2020. Suite à la décision de sortie du nucléaire d´ici 2022 sa part a diminué de 55% depuis 2010.
L´année 2020 est caractérisée par la crise sanitaire qui se poursuit en 2021. Il est peu probable que l´année 2021 connaisse une reprise complète. La consommation d’énergie et d´électricité en 2021 pourrait augmenter par rapport à 2020, tout en restant inférieure aux niveaux de 2019.
L´augmentation de la production des énergies renouvelables en 2020 ne cache toutefois pas le fait que la production brute totale bas carbone (énergies renouvelables et nucléaire) stagne depuis l´année dernière. Avec l´augmentation de la production de 10 TWh en 2020 les énergies renouvelables n´arrivent pas à suppléer la perte de production résultant de l´arrêt de la centrale nucléaire de Philippsburg 2. Déjà dans le passé l´arrêt de centrales nucléaires a eu un impact négatif sur l´évolution de la production bas carbone (figure 4).
Sans qu´une seule tonne de CO2 supplémentaire soit économisée, une augmentation de 25% de la production renouvelable d´ici fin 2022 serait nécessaire pour pallier les 64 TWh nucléaires produits en 2020 suite à la fermeture programmée des six centrales nucléaires (8,1 GW nets) toujours en activité.
Puissance installée
Actuellement l´Allemagne exploite deux parcs de production en parallèle pour une pointe de consommation autour de 82 GW.
Le pays disposait fin 2020 d´un parc de production d´environ 233 GW nets y compris les systèmes de stockage (STEP, batteries) dont ~ 102 GW de moyens conventionnels et ~131 GW d´énergies renouvelables selon /2/, /25/ et /27/. Seulement ~ 77 GW de centrales conventionnelles (hors systèmes de stockage) sont activement au réseau début 2021. Une capacité d´environ 15 GW se trouve hors marché de l´électricité et sera arrêtée ou mise en réserve stratégique.
Le tableau ci-dessous détaille l´évolution de la puissance totale nette installée du secteur électrique, y compris les centrales d´industrie pour chaque filière en 2020 par rapport à 2019.
Centrales nucléaires
La baisse de puissance à 8,1 GW en 2020 est due à l´arrêt de la tranche 2 de Philippsburg (1,4 GW) le 31.12.2019.
Centrales à houille
Fin 2020, la puissance installée des centrales à houille s´élevait à 23,8 GW. L´augmentation de la puissance installée est due à la mise en service de la centrale de Datteln 4 (1,1 GW) en mai 2020 /8/.
Dans le cadre d´un appel d´offres, plusieurs centrales à houille (~ 4,8 GW) ont obtenu l´adjudication pour une fermeture prématurée contre le versement d´une prime d’arrêt. Les exploitants ne seront plus autorisés à commercialiser sur le marché la production générée par l´utilisation du charbon à partir du 1er janvier 2021 /9/.
Leurs centrales ont été mises en réserve en attendant que les gestionnaires de réseau de transport vérifient leur importance systémique. Si le résultat est négatif, le § 51 de la loi sur la sortie du charbon interdit de brûler de la houille ou du lignite dans la centrale 7 mois après l´adjudication (mi-2021). Si le résultat est positif, les centrales concernées resteront en réserve stratégique. Cela signifie que l´exploitant ne pourra plus vendre d’électricité sur le marché, mais sera rémunéré afin que la centrale reste disponible pour la stabilisation du réseau en cas de besoin.
De plus environ 2,7 GW sont actuellement en « réserve d´équilibrage du réseau ». Ces centrales se sont pas en fonctionnement mais sont pertinentes pour le système électrique et pourrait être activées en cas de besoin pour des mesures de redispatching permettant de réduire les congestions du réseau. L´électricité produite ne peut pas être vendue sur le marché de l´électricité.
Donc en ce début de 2021 seule une puissance de ~ 16,2 GW est activement disponible sur le marché de l´électricité /25/.
Centrales à lignite
La puissance installée s´élève à 20,6 GW fin 2020. La centrale au lignite Niederaußem tranche D (environ 18 km à l’ouest de Cologne) d´une puissance de 297 MW a été déclassée le 31.12.2020 conformément au calendrier de fermeture annexé à la loi de sortie progressive des centrales à houille et à lignite / 10 /.
De plus 2,4 GW constituent une « réserve de sécurité » assurant une réserve ultime pour des situations extrêmes et ne sont donc plus sur le marché. En cas de besoin, ces centrales doivent être opérationnelles dans un délai de 10 jours. Au début de 2021 seuls ~ 17,8 GW sont donc activement disponibles sur le marché de l´électricité /25/.
Centrales à gaz
La puissance nette installée a légèrement augmenté par rapport à 2019 pour atteindre presque 30,5 GW dont ~ 1,5 GW sont en « réserve d´équilibrage du réseau » et ~ 1,7 GW mis sous cocon. Au début de 2021 seuls ~ 27,2 GW sont activement disponibles sur le marché de l´électricité /25/.
Centrales au fioul
Environ 1,6 GW sont actuellement en « réserve d´équilibrage du réseau » et 0,2 GW mis sous cocon, donc au début de 2021 seuls ~ 2,6 GW sont activement disponibles sur le marché de l´électricité /25/.
Stockage d´énergie
L´Allemagne dispose de STEP (Stations de Transfert d´Énergie par Pompage) d´une puissance nette totale de 9,8 GW y compris les installations au Luxembourg et en Autriche /11/ qui injectent de l’électricité directement dans le réseau allemand.
En outre, il existe un grand nombre de systèmes de stockage à batteries. La capacité cumulée des batteries est estimée fin 2020 à environ 0,3 GW selon /25/.
Energies renouvelables
En 2020, 420 éoliennes terrestres d’une capacité totale de 1431 MW ont été ajoutées et le démantèlement de 203 éoliennes d’une capacité totale de 222 MW enregistré, selon /24/. L’augmentation nette de la capacité en 2020 s´élève donc à 1 208 MW. Le nombre cumulé d´éoliennes terrestres passe ainsi à 29 608. La capacité totale installée augmente d’environ 2,3 % pour atteindre 54,4 GW.
Fin 2020, 1 501 éoliennes maritimes d’une capacité totale d´environ 7,7 GW ont été en service selon /24/. Une puissance de 219 MW a été raccordée au réseau et la capacité des installations existantes augmentée de 26 MW.
Aucun nouveau projet d’éolien maritime n’est en cours de construction, donc aucune augmentation de capacité prévue en 2021.
En 2020, environ 4,8 GWc (~10%) de puissance photovoltaïque ont été ajoutés, portant la puissance nette totale installée à 53,8 GWc.
La rubrique « déchets biogènes/divers » comprend les déchets biogènes (50% de la totalité des déchets sont par définition considérés comme renouvelables), le gaz de décharge, le gaz de station d´épuration et la géothermie.
Relation entre puissance installée et production réalisée
La puissance nette installée des énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) représente plus de la moitié de la puissance totale installée en Allemagne fin 2020. Cependant, éolien et photovoltaïque n´ont produit – lissé sur l´année – qu´environ un tiers du courant en 2020 (voir figure 5). Cela correspond à un facteur de charge moyen [1] d´environ 18%, sans toutefois apporter une contribution durable à la sécurité d´approvisionnement car la production est très fluctuante au cours de l´année (voir plus loin).
A titre de comparaison, le nucléaire allemand, qui, avec 8,1 GW nets, représente environ 3,6% de la puissance installée en 2020, a produit 11,3 % du courant. Cela correspond à un facteur de charge moyen d´environ 86%.
Faits marquants des énergies renouvelables intermittentes en 2020
Les résultats excellents des énergies renouvelables lissés sur l´année ne sont pas synonyme d´un approvisionnement fiable et démontrent les limites de la conversion aux sources renouvelables intermittentes. C’est ce que montre une évaluation détaillée de quelques situations représentatives de production d’électricité au cours de l´année 2020.
Pour rappel : une étude de l´association européenne des producteurs d’électricité et de chaleur VGB PowerTech e.V. /13/ sur la fréquence des épisodes de production quasi nulle éolienne et photovoltaïque montre, entre 2010 et 2016, environ 160 épisodes de 5 jours avec une production éolienne inférieure à 5 GW et pour chaque année un épisode de 10 à 14 jours de vents faibles.
Les figures 6 à 9, générées à partir du site SMARD – site officiel de l´agence fédérale des réseaux /6/, illustrent à titre d´exemple les variations auxquelles des énergies renouvelables intermittentes peuvent être soumises.
Le mois d’avril a vu une production photovoltaïque élevée (voir plus haut). Le dimanche 5 avril, les énergies renouvelables ont couvert la consommation d’électricité en Allemagne pendant 6 heures entre 11h et 17h. Du 19 au 22 avril (cf. figure 6), une production d´énergies renouvelables élevée a également été observée pendant plusieurs jours, même en semaine où la consommation tend à être plus élevée par rapport au week-end. Pendant ces quatre jours, les énergies renouvelables ont couvert plus de 80 % de la consommation d’électricité en Allemagne.
La figure 7 montre un exemple en juillet 2020 où la production aléatoire a temporairement excédé 93% de la demande trois jours de suite.
Le premier weekend de juillet la production d´énergies renouvelables a dépassé la demande d´électricité généralement plus faible que dans la semaine, soit de 9h45 à 17h15 le samedi 4 juillet et de 7h15 à 17h le dimanche 5 juillet 2020.
Le mardi 6 juillet, les énergies renouvelables ont produit 60,5 GW entre 13 et 14 heures, soit près de 93,5 % de la demande d’électricité.
La figure 8 montre la situation vendredi le 27 novembre entre 6 et 7 heures et jeudi le 10 décembre entre 15 et 16 h. La disponibilité des énergies renouvelables est de moins de 12% et celle du photovoltaïque et de l´éolien de 1,3 % (0,82 GW) le 27 novembre et de 2,5% (1,7 GW) le 10 décembre. Pour mémoire : le photovoltaïque et l´éolien (terrestre et en mer) totalisent une puissance nette de 116 GW en 2020.
Cette conjonction de très peu de soleil, très peu de vent et une demande d´électricité élevée conforte l´approche conservative des gestionnaires des réseaux de transport allemands qui dans leur bilan prévisionnel accordent une disponibilité de 0% au photovoltaïque et de 1% à l´éolien (terrestre et en mer) dans la gestion des périodes de pointe.
Normalement l´automne et l´hiver sont les périodes les plus venteuses. Mais une production éolienne faible sur plusieurs jours en septembre est une situation intéressante (cf. figure 9) qui se produit normalement en hiver en cas d´anticyclone froid (voir plus haut).
La production d´éolien (sur terre et en mer) a été inférieure à 1 GW pendant deux jours consécutifs, et inférieure à 90 MW pendant 2 heures (le 22 septembre, 10h à 12h), soit une disponibilité de 0,14% de la puissance totale installée. La contribution de la production éolienne maritime a été zéro pendant 6 heures l´après-midi du 21 septembre et inférieure à 10 MW pendant 7 heures le matin du 22 septembre.
L´année 2020 a également mis en évidence une forte variabilité inter-saisonnière de la production éolienne au cours de l’année ainsi qu´une grande variabilité interannuelle par rapport à 2019 (figure 10)
L´augmentation de la production éolienne terrestre en 2020 par rapport à 2019 est presque entièrement concentrée sur les trois premiers mois avec plus de 40 % de la production annuelle /12/.
Dans l’analyse mois par mois, le mois de février est celui où l’apport éolien (sur terre et en mer), a été le plus élevé avec 20,6 TWh. La raison en est la tempête « Sabine », qui a fourni un apport éolien particulièrement élevé. En revanche, en mars, septembre et décembre, les éoliennes ont produit nettement moins par rapport à 2019. C’est en septembre que la production a été la plus faible en un mois avec 6,4 TWh.
Ces résultats montrent une fois encore qu´un développement massif du photovoltaïque et de l´éolien ne garantira pas, à lui seul, la sécurité d’approvisionnement après l’abandon progressif des moyens pilotables (centrales nucléaires et centrales à houille et lignite).
Échanges transfrontaliers d´électricité
Avec deux nouvelles interconnexions mises en service au quatrième trimestre, l´Allemagne/Luxembourg est reliée désormais à 10 pays : Autriche, Danemark, France, Pays-Bas, Pologne, Suède, Suisse, Tchéquie, et maintenant Belgique et Norvège.
ALEGrO, la première interconnexion directe entre l’Allemagne et la Belgique a été mise en service en octobre 2020. Le câble souterrain de 90 km offre une capacité de transmission de 1000 MW.
NordLink, une interconnexion de 623 km entre l’Allemagne et la Norvège, a été provisoirement mise en service en décembre 2020. La mise en service définitive est prévue en février 2021. L´interconnexion offre une capacité de transmission de 1400 MW et est notamment destinée à la transmission d’électricité produite par des énergies renouvelables.
Le solde des exportations d’électricité de l´Allemagne a fortement baissé au cours des deux dernières années /1/ et s´élève à environ 20 TWh en 2020 (figure 11). Pour un pays donné, le solde total des échanges physiques et contractuels devrait, dans l’idéal, être le même.
L’élément déclencheur pour l´importation ou l´exportation dépend non seulement de l´offre et de la demande, mais aussi des prix de l’électricité dans les pays voisins. L´augmentation de la production à partir d’énergies renouvelables dans les pays voisins et un prix bas du gaz, associés à un prix de la tonne de CO2 relativement stable à un niveau élevé ont provoqué un changement dans l’ordre de mérite en faveur des énergies renouvelables et des centrales à gaz à l´étranger et ont donc entraîné en Allemagne une plus grande propension à l´importation notamment du Danemark, Suède et Pays-Bas. Entre avril et juillet, l´Allemagne a importé plus d’électricité qu’elle n’en a exportée.
Au niveau des échanges physiques, en 2020, le solde exportateur est avec environ 10,2 TWh en faveur de la France selon /1/. Toutefois, une certaine proportion des flux physiques sont des volumes de transit. A titre d´exemple, une partie de l´électricité exportée par la France vers la Suisse et l´Italie transite par l´Allemagne.
Les échanges commerciaux ont été presque équilibrés entre les deux pays. La France a importé 12,7 TWh et exporté 11,1 TWh, soit un solde exportateur d´environ 1,6 TWh en légère faveur de l´Allemagne selon /5/ et /6/.
Modernisation des réseaux de transport
Un approvisionnement en électricité basé sur des sources d’énergies renouvelables recèle de nouveaux défis au niveau des réseaux. Dorénavant, une grande partie de l’électricité sera injectée de manière décentralisée dans les réseaux de distribution et transportée en partie sur de longues distances. En outre, la forte progression de l’éolien, concentré dans le Nord du pays, nécessite le renforcement des lignes nord-sud pour que l’électricité soit amenée à des centres de consommation dans le sud et dans l’ouest de l’Allemagne. L´épine dorsale est constituée par des tracés nord – sud en courant continu.
Selon la programmation actuelle de l´Agence fédérale des réseaux, environ 7700 km du réseau de transport (lignes nouvelles ou de renforcement des lignes existantes) sont prioritaires. Suite au nouvel objectif d´une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation d´électricité d´ici 2030, les besoins d’extension du réseau de transport seront encore plus importants.
Or, le développement du réseau de transport ne suit pas le rythme de développement des énergies renouvelables. A la fin du troisième trimestre 2020, environ 4700 km étaient en cours d´examen et environ 1500 km (19,5%) réalisés /14/.
Émissions de gaz à effet de serre
Les émissions s´élèvent à 729 Mt CO2éq en 2020 selon le bilan final de l´Agence Fédérale pour l´Environnement /30/ ce qui correspond à une réduction de 41,3% par rapport à 1990. L´objectif de l´Allemagne de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40% d’ici 2020 par rapport à 1990 a donc été atteint.
Les émissions de gaz à effet de serre ont diminué de 71 Mt CO2éq, soit une baisse de 8,9% par rapport à l´année précédente. Plus d´un tiers des réductions est dû aux conséquences de la crise sanitaire, principalement dans les secteurs des transports et de l´énergie.
Pour la réalisation des objectifs climatiques de l’Allemagne le secteur de l’énergie est déterminant / 15 /. Il comprend non seulement les émissions CO2 du secteur de l´électricité mais aussi d’autres émissions issues par exemple des installations de chauffage urbain, des raffineries de pétrole ou les émissions fugitives de l´approvisionnement en gaz.
Dans le secteur de l´énergie les émissions ont diminué en 2020 de 39 Mt CO2éq, soit une baisse de 15,2% par rapport à l´année précédente. Avec 220 Mt CO2éq, ce secteur a réussi à réduire ses émissions de CO2 de 52,8% par rapport à 1990 selon /21/. La majeure partie de cette évolution positive en 2020 est attribuable à la baisse des émissions liées à la production d´électricité à partir de lignite. Les émissions provenant de la production d´électricité à partir de houille ont diminué malgré la mise en service de la centrale à houille Datteln 4.
En revanche les énergies renouvelables ont très peu contribué, car la production bas carbone (énergies renouvelable et nucléaire) n´a presque pas évolué par rapport à 2019, cf. figure 4.
Avec les émissions de 187 Mt CO2éq on obtient un contenu carbone moyen du secteur électrique allemand d´environ 0,37 kg CO2/kWh en 2020 selon Agence Fédérale pour l´Environnement /29/.
Pour la première fois, les données sur les émissions sont présentées dans le contexte de la nouvelle loi fédérale sur la protection du climat /15/, qui fixe à partir de 2020 des objectifs juridiquement contraignants en matière d’émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique à l´horizon de 2030.
Il y a des efforts à faire dans le secteur bâtiment. En 2020, les émissions ont atteint 119 Mt CO2éq, soit une baisse de 2 Mt CO2éq par rapport à l´année précédente. Mais malgré cette réduction, le secteur bâtiment dépasse de justesse la limite fixée par la loi sur la protection du climat à 118 Mt CO2éq pour 2020.
La figure 12 montre l´objectif de 2030 et l´évolution des émissions allemandes de gaz à effet de serre contenus dans le « panier de Kyoto » en millions de tonnes de CO2éq par an de 2010 à 2020 selon /30/.
Evolution des prix de l´électricité
Prix au marché spot en 2020
Bien que le volume d´électricité négocié sur les bourses ne représente qu´une fraction du volume total des échanges commerciaux, les marchés électriques Day-Ahead de l´EPEX SPOT pour une livraison d’électricité le jour suivant sont considérés comme un indicateur des prix de gros. Une fourchette de prix de -500 €/MWh à 3 000 €/MWh est définie pour le négoce Day-Ahead /16/.
La figure 13 montre la moyenne par mois calculée à partir des 24 prix horaires d’une journée pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg pour 2019 et 2020.
Le prix de gros moyen de l’électricité en 2020 était de 30,47 €/MWh contre 37,67 €/MWh en 2019 : /4/, / 6 /.
Le prix le plus bas a été de 17,09 €/MWh en avril. Cela s’explique notamment par la très faible consommation d´électricité due à la crise sanitaire et un recours très important aux énergies renouvelables. En outre, le nombre élevé de prix de gros négatifs (40 heures) a contribué à une réduction du prix de gros moyen.
Le prix le plus bas de l’année a été atteint le mardi 21 avril entre 14h00 et 15h00, soit – 83,94 Euro/MWh. Le prix le plus élevé a été observé le lundi 21 septembre entre 19h et 20h avec 200,04 Euro/MWh. Pendant cette période, la forte consommation d´électricité a coïncidé avec une faible production d´énergies renouvelables.
Episodes de prix négatifs au marché spot
En 2020, le nombre de pas horaires avec des prix négatifs a atteint son plus haut niveau, soit 298 des 8784 pas horaires négociés au marché spot. Bien que le nombre de pas horaires négatifs ait une importance plutôt mineure (~ 3,4%) par rapport au total d´heures négocié par an, il s´agit d´une augmentation de plus de 40% par rapport à 2019 (211 pas horaires avec des prix négatifs). Cela s´explique par l´augmentation du recours aux énergies renouvelables et la baisse de consommation d´électricité suite à la crise sanitaire.
La figure 14 montre les pas horaires mensuels avec des prix négatifs négociés sur le marché Day-Ahead.
En février 2020, par rapport au même mois 2019, le nombre de pas horaires de prix négatifs de l’électricité est passé de 9 à 84 sur les 696 pas horaires totaux échangés, ce qui s´explique par la forte production éolienne pendant ce mois tempétueux. Le plus grand nombre de pas horaires de prix négatifs a été enregistré le dimanche 16 février, avec 22 heures consécutives.
En 2020, le prix négatif moyen était de -15,50 €/MWh contre -17,27 €/MWh en 2019, le prix négatif record a atteint -84 €/MWh (2019 : -90 €/MWh).
La valeur du marché des prix négatifs – prix négatif moyen par heure multiplié par la quantité d’électricité négociée – est estimée à 150 M€ en 2020 selon /26/. Malgré une forte augmentation du nombre de pas horaires de prix négatifs, leur valeur du marché n´a pas subi une hausse importante par rapport à 2019 (~ 134 M€). Cela est dû à la fois au plus faible volume d´électricité négocié pendant ces heures et au prix moyen moins négatif qu´en 2019.
EPEX Spot pratique en Allemagne aussi le négoce des contrats de 15 minutes sur le marché infra-journalier et la vente aux enchères de contrats de 15 minutes. En 2020, le marché infra-journalier a enregistré 1783 quarts d´heure avec des prix négatifs, et les enchères infra-journalières 2041 quarts d´heure. En revanche, le volume négocié est nettement plus faible et en conséquence la valeur négative comparativement moins pertinente.
Alors que le producteur d´une centrale conventionnelle doit prendre à sa charge les frais des prix négatifs, la situation des producteurs d´énergies renouvelables dépend de la taille et de la date de mise en service des installations. La réglementation en vigueur depuis 2017 prévoit la suspension de la rémunération si le prix de l´électricité au marché spot affiche une valeur négative pendant au moins six heures sans interruption pour les éoliennes > 3 MW et les autres installations d´énergies renouvelables > 500 kW mises en service à partir de 2016. Si cela se produit, les exploitants ne recevront plus le complément de rémunération rétroactivement à partir de la première heure du prix négatif.
La règle des 6 heures s´est appliquée pour 192 des 298 pas horaires avec des prix négatifs en 2020.
Dans le cadre de la loi EEG 2021, entrée en vigueur début 2021 (voir plus bas), la suspension de la rémunération des nouvelles installations d´énergies renouvelables > 500 kW est prévue si le prix au marché spot affiche une valeur négative pendant au moins quatre heures sans interruption. Il s´agit d´un durcissement de la réglementation actuelle qui reste toutefois en vigueur pour les installations existantes.
Projets phares du tournant énergétique mis en œuvre en 2021
Plusieurs projets phares du tournant énergétique allemand seront mis en œuvre en 2021 suite aux objectifs énoncés dans le programme de protection du climat 2030 /22/ : une baisse de 55% des émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 par rapport à 1990 et une part de production d´énergies renouvelables de 65% :
- Instauration de la « taxe carbone » à partir de 2021 sur les émissions des produits combustibles non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émissions /17/. Le prix initial des droits d´émissions sous forme de certificats a été fixé à 25 Euros par tonne de CO2. Le prix augmentera ensuite régulièrement, incitant à réduire l´usage des énergies fossiles, de 5 Euros par an en 2022 et 2023 puis de 10 Euros par an et passera à 55 Euros en 2025. En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 55 Euros à 65 Euros par tonne de CO2.
Cela enchérira à partir de 2021 les carburants et combustibles fossiles tels que le fioul, le gazole, l’essence et le gaz naturel.
Pour soulager la facture d´électricité des consommateurs, la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques (EEG-Umlage) a été plafonnée à 65 €/MWh en 2021 et à 60 €/MWh en 2022 /18/ grâce à la subvention de l´Etat alimentée principalement par les recettes supplémentaires provenant de la « taxe carbone »
- Loi sur la sortie des centrales à houille et à lignite (Kohleausstiegsgesetz) /10/. L’Allemagne vise un abandon de ces centrales au plus tard en 2038 avec deux étapes intermédiaires : réduction d´ici fin 2022 de la puissance nette des centrales au réseau à 30 GW (15 GW de lignite et 15 GW de houille) et à 17 GW au 1er avril 2030 (9 GW de lignite et 8 GW de houille). Des indemnités de plusieurs milliards d´Euros sont prévues pour les exploitants en compensation de l´arrêt de leurs centrales. Les régions minières reçoivent des aides fédérales de 40 milliards d’Euros pour le soutien structurel.
Dans ce contexte, la première centrale à lignite d´une puissance d´environ 300 MW a été déclassée le 31.12.2020 conformément au calendrier de fermeture. De plus, presque 4,8 GW de centrales à houille ont été retirés du marché de l´électricité fin 2020 ayant obtenu l´adjudication pour une fermeture prématurée contre le versement d´une prime d’arrêt /9/
- Nouvelle loi sur les énergies renouvelables de 2021 (EEG 2021), entrée en vigueur le 1.1.2021 /19/. Son objectif est de créer les conditions juridiques permettant de garantir que toute l´électricité produite en Allemagne soit neutre en carbone à partir de 2050. L´objectif intermédiaire est une part des énergies renouvelables de 65 % à la consommation brute d´électricité en Allemagne en 2030. La loi prévoit une trajectoire de développement de la puissance installée jusqu’en 2030, soit 71 GW pour l’éolien terrestre, 20 GW pour l’éolien maritime, 100 GW pour le photovoltaïque et 8,4 GW pour la biomasse. Dans ce contexte, la loi fixe, de manière contraignante, la feuille de route pour y parvenir.
- Début d´un contrôle rigoureux des émissions de gaz à effet de serre de chaque secteur économique afin d´atteindre en toute sécurité l’objectif de réduction de 55 % d’ici 2030 par rapport à 1990 selon la loi fédérale de protection du climat 2030 (Bundes – Klimaschutzgesetz), entrée en vigueur en décembre 2019. La loi fixe en effet des objectifs juridiquement contraignants en matière d’émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique /15/. Si à partir de 2021 les émissions annuelles dans un ou plusieurs secteurs sont dépassées, des mesures supplémentaires seront mises en œuvre.
- Fin décembre 2021 : arrêt de trois centrales nucléaires : Gundremmingen tranche C (1288 MW de puissance électrique nette), Grohnde (1360 MW de puissance électrique nette) et Brokdorf (1410 MW de puissance électrique nette), soit plus de 4 GW de puissance nette à production bas carbone, seront déclassées conformément à la loi de sortie du nucléaire de 2011 /20/. Les trois dernières centrales nucléaires seront mises hors service fin 2022.
[1] Le facteur de charge est le rapport entre l’énergie électrique effectivement produite par une unité de production sur une période donnée et l’énergie qu’elle aurait produite si elle avait fonctionné à sa puissance maximale durant la même période
Références
/1/ AG Energiebilanzen (2021) Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2020, en ligne : https://www.ag-energiebilanzen.de/
/2/ BDEW (2021) Die Energieversorgung 2020 – neuer Jahresbericht. Die wichtigsten Entwicklungen des Jahres, en ligne : https://www.bdew.de/energie/die-energieversorgung-2020-neuer-jahresbericht/
/3/ BDEW (2021) Stromerzeugung und – verbrauch in Deutschland, en ligne : https://www.bdew.de/energie/stromerzeugung-und-verbrauch-deutschland/
/4/ BNetzA (2021), Bundesnetzagentur veröffentlicht Daten zum Strommarkt 2020, communiqué de presse du 2 janvier 2021, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2021/20210102_smard.html?nn=265778
/5/ AGORA-Energiewende (2021) Die Energiewende im Corona-Jahr : Stand der Dinge 2020. Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2021, en ligne : https://static.agora-energiewende.de/fileadmin2/Projekte/2021/2020_01_Jahresauswertung_2020/200_A-EW_Jahresauswertung_2020_WEB.pdf
/6/ SMARD Strommarktdaten. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.smard.de/blueprint/servlet/page/home/46.
/ 7 / Allemagne-Energies (2019) : Arrêt définitif de la tranche 2 de la centrale nucléaire de Philippsburg après 35 ans, en ligne : https://allemagne-energies.com/2019/12/29/arret-definitif-de-la-tranche-2-de-la-centrale-nucleaire-de-philippsburg-apres-35-ans/
/8/Allemagne-Energies (2020), La mise en service de la nouvelle centrale à charbon « Datteln 4 » en Rhénanie-du-Nord-Westphalie est une pierre d’achoppement (mise à jour le 09. 06. 2020), en ligne : https://allemagne-energies.com/2019/11/08/la-mise-en-service-eventuelle-dune-nouvelle-centrale-a-charbon-en-rhenanie-westphalie-est-une-pierre-dachoppement/
/9/Allemagne-Energies (2020), Résultat du premier appel d´offres sur la sortie des centrales à houille et petites centrales à lignite inférieures à 150 MW – presque 4,8 GW de centrales à charbon seront arrêtées fin 2020, en ligne : https://allemagne-energies.com/2020/12/03/resultat-du-premier-appel-doffres-sur-la-sortie-des-centrales-a-houille-et-petites-centrales-a-lignite-inferieures-a-150-mw-presque-48-gw-de-centrales-a-charbon-seront-arretees-fin-2020/
/10 / Allemagne-Energies (2020) La sortie du charbon coûtera 50 Mrds d´Euros – le Conseil des ministres allemand approuve le projet de loi (Kohleausstiegsgesetz) le 29 janvier 2020, en ligne : https://allemagne-energies.com/2020/02/03/la-sortie-du-charbon-coutera-50-milliards-deuros-le-conseil-des-ministres-allemand-approuve-le-projet-de-loi-kohleausstiegsgesetz-le-29-janvier-2020/
/11/ BNetzA (2020) Kraftwerksliste, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html
/12/ ET Redaktion (2020) Viel Arbeit ist noch keine sichere Versorgung – Beitrag der Windenergie zur aktuellen Stromversorgung, Energiewirtschaftliche Tagesfragen, 70. Jg. (2020) Heft 12, en ligne : https://emagazin.et-magazin.de/de/profiles/cb1a7fd451c4/editions/759c134a78b147cad8d4/preview_pages
/13/Allemagne-Energie (2020), Énergies renouvelables : de nombreux défis, annexe 7 – Dispositifs de soutien EEG 2021, en ligne https://allemagne-energies.com/energies-renouvelables/
/14/ BNetzA (2020), Fortschritte beim Stromnetzausbau, communiqué de presse du 28 décembre 2020, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2020/20201228_Netzausbau.html?nn=265778
/15/ Allemagne-Energies (2019) Le parlement allemand adopte la loi de protection du climat (Bundes – Klimaschutzgesetz), en ligne : https://allemagne-energies.com/2019/12/29/le-parlement-allemand-adopte-le-programme-de-protection-du-climat-2030/
/16/ EPEX SPOT (2021) Trading at EPEX SPOT 2021. EPEX SPOT. En ligne : https://www.epexspot.com/en/downloads#trading-products
/17 /Allemagne-Energies (2020) L’Allemagne instaure la « taxe carbone » à partir de 2021 dans les secteurs non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émission, en ligne https://allemagne-energies.com/2020/10/10/lallemagne-instaure-la-taxe-carbone-a-partir-de-2021-dans-les-secteurs-non-couverts-par-le-systeme-europeen-dechange-de-quotas-demission/
/18/ Allemagne-Energies (2020) Allemagne : Le plafonnement de la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques à 65 €/MWh en 2021 nécessite une subvention de l´État de 10,8 milliards d’Euros, en ligne : https://allemagne-energies.com/2020/11/12/allemagne-le-plafonnement-de-la-charge-de-soutien-aux-energies-renouvelables-electriques-a-65-e-mwh-en-2021-necessite-une-subvention-de-letat-de-108-milliards-deuros/
/19/ Allemagne-Energies (2020) Amendement à la loi EEG (Erneuerbare Energien Gesetz) – le coup de pouce espéré pour les énergies renouvelables ? En ligne : https://allemagne-energies.com/2020/09/24/amendement-a-la-loi-eeg-erneuerbare-energien-gesetz-le-coup-de-pouce-espere-pour-les-energies-renouvelables/
/20/ Allemagne-Energie (2020) Historique de la sortie du nucléaire, en ligne : https://allemagne-energies.com/sortie-du-nucleaire/
/ 21/ UBA (2021) Treibhausgasemissionen sinken 2020 um 8,7 Prozent, Umweltbundesamt, Communiqué de presse N° 07/21 du 15.3.2021, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/presse/pressemitteilungen/treibhausgasemissionen-sinken-2020-um-87-prozent
/22/ Allemagne-Energies (2019) Le parlement allemand adopte le programme de protection du climat 2030. En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/12/29/le-parlement-allemand-adopte-le-programme-de-protection-du-climat-2030
/23/ BMWi (2021) Die wirtschaftliche Lage in Deutschland im Januar 2021, communiqué de presse du 14 janvier 2021, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/Wirtschaftliche-Lage/2021/20210114-die-wirtschaftliche-lage-in-deutschland-im-januar-2021.html
/24/ Deutsche WindGuard (2021), Windenergie-Statistik: Jahr 2020, en ligne : https://www.windguard.de/jahr-2020.html
/25/ BNetzA (2021), Kraftwerksliste, Stand 19.01.2021, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html
/26/ FfE (2021), Deutsche Strompreise an der Börse EPEX Spot in 2020, Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH, en ligne : https://www.ffegmbh.de/kompetenzen/wissenschaftliche-analysen-system-und-energiemaerkte/strommarkt/1040-deutsche-strompreise-an-der-boerse-epex-spot-in-2020
/27/ BMWi (2021) Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland. Informationsportal Erneuerbare Energien. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. En ligne : https://www.erneuerbare-energien.de/EE/Navigation/DE/Service/Erneuerbare_Energien_in_Zahlen/Zeitreihen/zeitreihen.html.
/28/ BDEW (2021) Installierte Leistung und Erzeugung 2020, en ligne : https://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/installierte-leistung-und-erzeugung/
/29/ UBA (2021) Entwicklung der spezifischen Kohlendioxid-Emissionen des deutschen Strommix in den Jahren 1990 – 2020, Climate Change 45/2021, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/5750/publikationen/2021-05-26_cc-45-2021_strommix_2021_0.pdf
/30/ UBA (2022) Finale Klimabilanz 2020: Emissionen sanken um 41 Prozent gegenüber 1990, Communiqué de presse n° 5/2022 du 20 janvier 2022, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/presse/pressemitteilungen/finale-klimabilanz-2020-emissionen-sanken-um-41
Allemagne Energies 