La sortie du charbon nécessite la construction préalable de nouvelles centrales à gaz

Temps de lecture : 9 minutes

Le gouvernement vise 80% d´énergies renouvelables pour la production d´électricité d´ici 2030 et presque 100% à l´horizon de 2035.  Mais en l´absence de moyens suffisants de stockage d´énergie, un parc de production pilotable en support pour pallier l´intermittence restera indispensable.  

Suite à l´abandon du nucléaire mi- avril 2023 et l´intention de la coalition gouvernementale d´avancer « dans l´idéal » la sortie de la production d´électricité à partir du charbon à 2030 au lieu de 2038, le parc thermique se réduirait à terme aux centrales à gaz.   

La capacité des centrales à gaz existantes étant insuffisante pour se substituer au nucléaire et au charbon, la construction de nouveaux moyens pilotables est nécessaire pour garantir la sécurité d´approvisionnement au cours de cette décennie lorsque la production de l´éolien et du photovoltaïque est faible. C´est pour cela que le gouvernement avait prévu, compte tenu des objectifs climatiques ambitieux, la construction de centrales à gaz qui seraient exploitées à terme de manière neutre en carbone grâce à l´hydrogène. 

Mais la crise énergétique, née de la guerre en Ukraine, et la flambée du prix du gaz suite aux efforts pour s´émanciper de la forte dépendance au gaz russe conduisent à une nouvelle réalité pour la transformation du système électrique.  La construction de nouvelles centrales à gaz n´est pas rentable actuellement.  

De plus, les experts sont divisés sur la capacité supplémentaire qu´il faudrait construire en cas de sortie anticipée du charbon d´ici 2030. Les estimations varient entre 15 à 43 GW.

L´Agence Fédérale des Réseaux doit rapidement préciser la capacité de moyens pilotables nécessaires d´ici 2030. Le gouvernement doit prendre les décisions pour réformer le fonctionnement du marché de l´électricité afin de stimuler l´investissement dans de nouveaux moyens pilotables pour qu´ils soient effectivement construits encore à temps et en nombre suffisant. Le temps presse, car selon les prévisions de l´Agence Fédérale des Réseaux une capacité d´environ 15 GW de moyens pilotables sera mise hors service d´ici 2025.  

En l´absence de moyens pilotables supplémentaires suffisants, il faudra continuer à recourir aux centrales à charbon pour garantir l´approvisionnement en électricité. De plus l´Allemagne sera vraisemblablement obligée d´augmenter les importations d´électricité en provenance des pays voisins.

H2-Ready Siemens
Figure 1 : Projet d´une centrale à gaz compatible avec l´hydrogène / source Siemens

Les plans énergétiques de la coalition gouvernementale en fonction depuis fin 2021 mettent la sécurité d´approvisionnement en électricité de l´Allemagne à rude épreuve. Les experts et les énergéticiens avertissent que, sans construction préalable de nouveaux moyens pilotables, une pénurie d´électricité pourrait se produire si l´on sortait du charbon en 2030 « dans l´idéal » comme prévu dans l´accord de coalition / 1 / entre les Sociaux-démocrates (SPD), les Verts (Bündnis 90/Die Grünen) et les Libéraux (FDP).

Malgré un développement massif des énergies renouvelables, des moyens pilotables en support pour pallier l´intermittence restera indispensable. En conséquence, le gouvernement a pour objectif la construction de nouvelles centrales à gaz. Cependant, compte tenu des objectifs climatiques ambitieux, le passage aux centrales à gaz naturel ne peut être qu´une solution transitoire. C´est pour cela que le gouvernement mise sur des nouvelles centrales à gaz compatibles avec l´hydrogène (« H2-ready ») qui peuvent donc à terme être converties à une production d´énergie durable à base d´hydrogène vert /2/.

La crise énergétique conduit à une nouvelle réalité pour la transformation du système électrique

La crise énergétique, née de la guerre en Ukraine, et la flambée du prix du gaz suite aux efforts pour s´émanciper de la forte dépendance au gaz russe conduisent à une nouvelle réalité pour la transformation du système électrique.

Compte tenu du prix élevé du gaz naturel et d´un facteur de charge probablement très insuffisant, la construction de centrales à gaz n´est pas rentable car les moyens financiers nécessaires pour la construction et l´exploitation des centrales ne peuvent pas être récupérés via le marché « energy-only » qui ne rémunère que l´électricité réellement produite.

De plus l´exigence de conversion à terme des centrales à gaz à l´hydrogène augmente le risque d´investissement dans de nouvelles installations. Il est difficile de prévoir de manière fiable quand l´hydrogène vert sera effectivement disponible en quantité suffisante et à un prix abordable.

Bien que le gouvernement veuille faciliter le déploiement de nouvelles centrales fonctionnant d´abord au gaz (H2-ready), il n´a pas encore présenté une stratégie pour inciter leur financement.

L´abandon du nucléaire et du charbon laisse un vide à combler

En 2021 la Cour Fédérale des Comptes a critiqué le suivi insuffisant de la sécurité d´approvisionnement d´électricité et préconisé d´étudier d´urgence des scénarios qui reflètent de manière fiable les évolutions actuelles et les risques affectant l´offre et la demande de l´électricité / 3/.

L´urgence apparait clairement dans le dernier état des lieux de l´Agence Fédérale des Réseaux /4/. Une capacité d´environ 15 GW sera mise hors service d´ici 2025 : les trois centrales nucléaires (~ 4 GW) seront déconnectées du réseau d´ici mi-avril 2023 et environ 11 GW de centrales à houille et lignite sortiront du marché d´ici 2025. Actuellement, l´Agence Fédérale des Réseaux prévoit un ajout de seulement 2,8 GW de centrales à gaz, cf. figure 2.

Fig 2 Declassement 2022_2025
Figure 2 : déclassement et nouvelles constructions de moyens pilotables entre 2022 et 2025

Désaccord entre experts sur le besoin de nouvelles centrales à gaz (H2-ready)

L´opinion des experts diverge fortement sur la capacité de centrales à gaz à construire en cas de sortie anticipée du charbon d´ici 2030. Selon une publication du service scientifique du Parlement /5/, les estimations varient entre 15 à 43 GW d´ajout net.

La figure 3 montre l´évolution présumée des moyens pilotables entre 2019 et 2030 selon EWI – Institut d´économie de l´énergie de l´Université de Cologne /6/, /7/.  Par rapport à 2019 l´Allemagne perdrait, sans la construction de nouvelles centrales, de l´ordre de 56 GW (10 GW nucléaire, 25 GW charbon et 21 GW lignite) d´ici 2030.

Fig 3 steuerbare KW 2019_2030
Figure 3 : évolution présumée des moyens pilotables entre 2019 et 2030 selon EWI

Sous l´hypothèse d´une consommation brute de 745 TWh et d´une pointe de consommation hivernale de 95 GW, EWI /6/ évalue la capacité nécessaire des moyens pilotables à 71 GW en 2030 dont 55 GW de centrales à gaz. Il faudrait donc ajouter 23 GW compatibles avec l´hydrogène (H2-ready) à la capacité existante. Le reste (~ 16 GW) serait assuré par des sources renouvelables pilotables (biomasse, hydroélectricité). Pour passer la pointe de 95 GW il faudrait en plus, selon EWI, recourir à une combinaison de la flexibilité de la demande, d´importations d´électricité et de capacités de stockage de l´électricité (stations de transfert d´énergie par pompage, batteries).

Boston Consulting Group (BCG) arrive dans son étude pour le compte de la Fédération de l´Industrie Allemande (BDI) à des résultats assez différents /8/. En 2030, la pointe de consommation hivernale est estimée à 101 GW et le besoin de moyens pilotables à 96 GW.

BCG a utilisé une approche déterministe : le besoin de moyens pilotables a été évalué hors importations, avec une disponibilité de 90% de centrales conventionnelles, 80% pour les stations de transfert d´énergie par pompage, 25% pour l´hydroélectricité au fil de l´eau, 2% pour l´éolien, 0% pour le photovoltaïque, 10 % pour le stockage en batteries et 35% pour les mesures de la flexibilité de la demande (DSM : Demande-Side-Management).  En outre, une marge de sécurité de 5 % a été prise en compte.

BCG arrive à la capacité totale de centrales à gaz de 74 GW soit un ajout de 43 GW (H2-ready) au parc existant pour pallier l´intermittence et respecter les objectifs climatiques, cf. figure 4.

Fig 4 Ajout selon études
Figure 4 : besoins de centrales à gaz à l´horizon de 2030 (2025)

L´Agence Fédérale des Réseaux (BNetzA) prévoit actuellement un ajout d´environ 3 GW d´ici 2025, voir aussi figure 1. Elle examine actuellement l´impact de l´avancement de la sortie du charbon à 2030 sur le système électrique et sur la sécurité de l´approvisionnement en électricité. Les résultats n´ont pas encore été publiés.

En l´absence d´une estimation plus précise de la capacité supplémentaire nécessaire, le nombre de centrales à gaz qu´il faudrait ajouter pour couvrir les besoins en 2030 est actuellement difficile à évaluer. Cela dépend de la technologie, de la taille et du rendement. Sous hypothèse d´une tranche à cycle combiné gaz de 500 MW il faudrait construire 80 unités pour un besoin de 40 GW et au moins 46 unités pour un besoin de 23 GW supplémentaires par rapport au parc thermique gaz actuel /5/.

Des petites unités de cogénération décentralisés basées sur la production combinée de chaleur et d´électricité, pouvant être intégrées facilement dans des infrastructures existantes, constitueraient éventuellement une alternative. Le délai de réalisation pour les petites centrales est inférieur à un an, alors que pour les grandes il faut compter plusieurs années.

Il faudrait également tenir compte de la possibilité de reconvertir (fuel switching) des centrales à charbon existantes. Les premiers contrats de conversion des centrales au charbon en centrales au gaz et à terme à l´hydrogène ont déjà été conclus entre EnBW et Siemens Energy /9/. Siemens Energy s´engage à ce que les nouvelles turbines à gaz puissent fonctionner avec un mélange de 75% d´hydrogène dès leur installation en 2024 et que les turbines à gaz soient techniquement prévues pour fonctionner à l´hydrogène pur.

Obligation de réformer le fonctionnement du marché de l´électricité pour stimuler l´investissement dans des moyens pilotables

Selon le BDEW (Association Fédérale de l´Économie Énergétique et des Eaux) il est important qu´en 2023 les décisions soient prises pour réformer le fonctionnement du marché de l´électricité afin que les investissements dans des moyens de production pilotables soient rentables /10/. Pour eux, compte tenu d´un facteur de charge de nouvelles centrales probablement très insuffisant, des incitations économiques conséquentes doivent être créées de manière durable et planifiable.

Sans l´ajout substantiel de nouveaux moyens pilotables dans les prochaines années, compatibles avec les objectifs climatiques ambitieux, les centrales à charbon devront continuer à fonctionner après 2030 pour garantir l´approvisionnement en électricité /7/, /8/.

De plus l´Allemagne sera vraisemblablement obligée de recourir d´avantage aux importations d´électricité en provenance des pays voisins alors qu´elle est depuis des années parmi les pays les plus exportateurs en Europe.   

Références 

/1/ Allemagne-Energies (2021) Le nouveau gouvernement allemand veut accélérer la transition énergétique, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/12/08/le-nouveau-gouvernement-allemand-veut-accelerer-la-transition-energetique/

/2/ Deutscher Bundestag (2022) Gaskraftwerke in Deutschland – Status quo und geplanter Zubau. Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der Fraktion CDU/CSU – Drucksache 20/924 vom 09.03.2022. Deutscher Bundestag. En ligne : https://dserver.bundestag.de/btd/20/009/2000924.pdf.

/3/ Allemagne-Energies (2021) La Cour des Comptes allemande critique à nouveau la transition énergétique du gouvernement fédéral, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/04/06/la-cour-des-comptes-allemande-critique-a-nouveau-la-transition-energetique-du-gouvernement-federal/

/4/ BNetzA (2022) Kraftwerksliste. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/start.html.

/5/ Deutscher Bundestag (2022) Erdgaskraftwerke in Deutschland. Einzelfragen zu Erdgasimporten und Kraftwerkskapazitäten. Wissenschaftliche Dienste (WD 5 – 3000 – 007/22 du 16.02.2022). En ligne : https://www.bundestag.de/resource/blob/886426/3aec6231f2bf9ea7f3ee0806737a496f/WD-5-007-22-pdf-data.pdf.

/6/ EWI (2021) EWI-Analyse: Das bedeutet der Koalitionsvertrag für den Stromsektor. Energiewirtschaftliche Institut an der Universität zu Köln (EWI). En ligne : https://www.ewi.uni-koeln.de/de/aktuelles/ewi-analyse-das-bedeutet-der-koalitionsvertrag-fuer-den-stromsektor/.

/7/ EWI (2022) Versorgungslücken auf dem Strommarkt bis 2030 möglich. Energiewirtschaftliche Institut an der Universität zu Köln (EWI), en ligne : https://www.ewi.uni-koeln.de/de/aktuelles/versorgungssicherheit-bis-2030/

/8/ BCG (2021) Klimapfade 2.0 – Ein Wirtschaftsprogramm für Klima und Zukunft. Studie im Auftrag des BDI. Avec la collaboration de Bundesverband der Deutschen Industrie e.V. (BDI). Bonston Consulting Group. En ligne : https://bdi.eu/publikation/news/klimapfade-2-0-ein-wirtschaftsprogramm-fuer-klima-und-zukunft/.

/9/ Siemens Energy (2022) Prospects for using hydrogen in gas power plants are becoming tangible. Communiqué de Presse commune de Siemens Energy et EnBW du 17 novembre 2022. En ligne : https://press.siemens-energy.com/global/en/pressrelease/prospects-using-hydrogen-gas-power-plants-are-becoming-tangible

/10/ BDEW (2022) 2023: Klimaneutralen Umbau beschleunigen, Energieversorgung sichern, Abhängigkeiten reduzieren, Communiqué de Presse du 20.12.2022, en ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/2023-klimaneutralen-umbau-beschleunigen-energieversorgung-sichern-abhaengigkeiten-reduzieren/

3 réflexions au sujet de “La sortie du charbon nécessite la construction préalable de nouvelles centrales à gaz”

      1. Merci pour votre réponse, j’ai en effet pu lire l’article en copiant/collant l’adresse de la page de votre site ________________________________

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