L´effet d´un 1er trimestre 2021 peu venteux sur la production d´électricité

Temps de lecture : 5 minutes

Au 1er trimestre 2021, 138 TWh nets ont été produits en Allemagne. Selon les résultats préliminaires de l´Office Fédéral de la Statistique (Destatis), il s´agit d´une réduction de 2,6 % par rapport au 1er trimestre 2020. Alors que la majorité de l´électricité produite au 1er trimestre 2020 provenait des énergies renouvelables (51,4 %), les centrales conventionnelles ont pris le devant au 1er trimestre 2021 avec une part de 59,3 %. Le volume d´électricité provenant de moyens conventionnels a augmenté de 18,9 % par rapport à la même période de l´année précédente. 

La production à partir des énergies renouvelables a diminué de 23 %. Une météo défavorable a entraîné une baisse significative de la production éolienne de 32,4 % par rapport au 1er trimestre 2020, qui a dû être compensée par une utilisation accrue des centrales à combustible fossile afin de garantir la sécurité de l´approvisionnement.  

Ce premier trimestre 2021 a mis en évidence une fois de plus la forte variabilité inter-saisonnière de la production éolienne.

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Source : Bundesnetzagentur/smard

Avec cette baisse de 32,4 % de la production éolienne par rapport au 1er trimestre 2020, soit – 35% pour l´éolien terrestre et – 17% pour l´éolien en mer, la production nette a été avec 33,5 TWh la plus faible pour un 1er trimestre depuis 2018, et ce, malgré l’augmentation de la puissance installée d’environ 12% (6,6 GW) sur la même période ! Au 1er trimestre en 2019 et 2020, la production éolienne avait atteint des valeurs nettement plus élevées en raison de tempêtes printanières. En revanche, le 1er trimestre de 2021 a été comparativement peu venteux (voir figure 1).

Outre les épisodes de production éolienne quasi nulle sur plusieurs jours, observés généralement plusieurs fois par an /3/, l´année 2020 a déjà mis en évidence une forte variabilité inter-saisonnière de la production éolienne /4/. Ce phénomène semble se poursuivre en 2021 et démontre que l’augmentation de la puissance installée n’entraîne pas automatiquement l’augmentation linéaire de la production éolienne.

Production eolien
Figure 1 : Production éolienne nette au 1er trimestre 2021/source : BDEW /2/

Les centrales hydroélectriques ont produit 1 % en moins, la contribution du photovoltaïque est restée stable, tout comme celle des bioénergies.

Le charbon – principale source de production d´électricité au 1er trimestre 2021

Au premier trimestre de 2019 et de 2020, la production des centrales conventionnelles a été réduite en raison de la forte production éolienne et de la priorité d´injection de l´électricité provenant des énergies renouvelables. En revanche, au premier trimestre 2021, la baisse de production éolienne a été compensée principalement par la hausse de production des centrales au charbon et au gaz. La production nette à partir de centrales au charbon a augmenté de 26,8 % par rapport à la même période de l´année précédente pour atteindre près de 40 TWh. Avec une part de 29 % à la production totale, le charbon était la source de production d´électricité la plus importante au 1er trimestre 2021. La production nette des centrales au gaz a augmenté de 24,0 % pour atteindre 22,5 TWh. La contribution du nucléaire est restée stable (12%).

Production 1er trimestre 2021
Figure 2 : Parts en pourcentage des différents moyens de production à la production nette aux 1ers trimestres 2020 et 2021 /1/

Augmentation significative des importations d´électricité

Le volume d´électricité importée a augmenté de 18,4 % par rapport au 1er trimestre 2020 pour atteindre 12,2 TWh au 1er trimestre 2021. Les importations d’électricité en provenance de la République tchèque ont augmenté  de + 220 %, tandis que les importations en provenance de France ont diminué de manière significative soit  – 44,7 %.

Le volume d´électricité exporté a diminué de 4,3 % pour atteindre 20,1 TWh. Dans l´ensemble, l´Allemagne reste exportatrice.

Hausse du prix au marché spot

En 2021 jusqu’à aujourd´hui, la moyenne glissante sur 60 jours du prix Phelix-day-base pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg est à 52,48 €/MWh, soit  plus de 70% supérieure à la moyenne de l´année 2020 (30,47 €/MWh). L´une des raisons de ces prix plus élevés pourrait être la consommation d´électricité comparativement plus importante, avec en même temps une production plus faible en énergies renouvelables.

Prix spot
Figure 3 : Prix au marché spot entre 2011 et 2021 selon /5/

Références 

/1/ Destatis (2021), Stromerzeugung im 1. Quartal 2021: Wieder mehr Strom aus konventionellen Energieträgern, Communiqué de presse N° 275 du 11 juin 2021, Statistisches Bundesamt, en ligne :  https://www.destatis.de/DE/Presse/Pressemitteilungen/2021/06/PD21_275_43312.html

/2/ BDEW (2021), Stromerzeugung aus Windkraftanlagen Onshore und Offshore, Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft, en ligne : https://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/stromerzeugung-windkraftanlagen-gesamt/

/3/ VGB (2017) Wind energy in Germany and Europe. Part 1: Developments in Germany since 2010. VGB PowerTech. En ligne : https://www.vgb.org/en/studie_windenergie_deutschland_europa_teil1.html?dfid=86718#search=Windstudie

/4/ Allemagne-Energies (2021), Énergies renouvelables : de nombreux défis, en ligne : https://allemagne-energies.com/energies-renouvelables/

/5/ BDEW (2021), Strompreisanalyse Juni 2021, Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft, en ligne : https://www.bdew.de/media/documents/BDEW-Strompreisanalyse_no_halbjaehrlich_Ba_online_10062021.pdf

 

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