La Fédération allemande des industries de l’énergie et de l’eau (BDEW) demande des incitations à l’investissement pour la construction de nouvelles centrales moins émettrices en CO2

Temps de lecture : 3 – 4 min

Début avril 2019 la Fédération allemande des industries de l’énergie et de l’eau (BDEW) a publié ses prévisions sur le développement du parc des centrales conventionnelles à l´horizon 2023. La capacité du parc pourrait baisser à 67,3 GW contre 88,6 GW aujourd’hui. Des incitations à l´investissement pour la construction de nouvelles centrales seraient nécessaires pour faire face à des situations de pointe prévues à 81,8 GW au début des années 2020.

Le BDEW attire une fois plus l´attention sur l´érosion du parc thermique d´ici 2023 /1/ (voir aussi /3/ et /4/). Entre fin 2017 et mars 2019 la capacité totale du parc des centrales conventionnelles a diminué d´environ 2,8 GW à 88,6 GW. Malgré la mise en service prévue d´une nouvelle capacité de 4,6 GW de centrales à gaz, la capacité totale du parc pourrait tomber à 67,3 GW d´ici 2023 compte tenu de la mise hors service prévisionnelle d´environ 26 GW.

Selon le pronostic de l´agence fédérale des réseaux, la demande en situation de pointe pouvant atteindre 81,8 GW au début des années 2020, le parc conventionnel ne pourrait donc plus assurer l´équilibre offre – demande d´électricité. L´approche du BDEW ne tient pas compte des importations des pays voisins et des énergies renouvelables considérées comme peu fiables pour la gestion des périodes de pointe compte tenu du fait qu´une grande partie des 120 GW installés fin 2018 /5/ est intermittente (éolien, photovoltaïque).

La figure 1, extraite d´une présentation du BDEW lors de la foire de Hanovre 2019 /2/ montre le développement du parc conventionnel à l´horizon 2023.

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Figure 1 : Centrales conventionnelles – évolution du parc 2017 – 2023

La capacité prévisionnelle de 67,3 GW en 2023 suppose :

  • la construction d´une capacité de 4,6 GW de centrales à gaz,
  • le maintien – pour cause d´importance systémique – d´une capacité de 6,9 GW
  • la mise en œuvre par le gouvernement de la proposition de la commission gouvernementale aussi appelée « Commission charbon ». La Commission préconise l´arrêt d´une capacité d´au moins 12,6 GW, dont 7,7 GW de centrales à charbon et 4,9 GW de centrales à lignite d´ici 2022. Cela nécessiterait un arrêt supplémentaire d´une capacité de 6,7 GW en plus des arrêts déjà effectués en 2018 ou prévus jusqu`à 2022.

Malgré l´augmentation du prix de l´électricité sur le marché spot, les conditions financières pour la construction de nouvelles centrales à gaz ne sont pas réunies. Seuls 10 projets sont en construction dont tout juste 600 MW de centrales à gaz.

Parmi les nouvelles capacités à gaz prévues d´ici 2023, 960 MW seront des centrales de cogénération et 1200 MW (4 centrales à gaz à 300 MW) des centrales destinées à assurer, en cas de besoin, la sécurité d’approvisionnement en Allemagne du sud suite à l´arrêt définitif du nucléaire et au lent développement du réseau.

Pour garantir la construction des nouvelles centrales à gaz en temps voulu, le gouvernement allemand devrait mettre en place un cadre d’incitation à l’investissement selon le BDEW. L´Allemagne ne dispose pas d´un mécanisme de capacité, rémunérant les installations pour la capacité qu’elles mettent à disposition du marché. Actuellement l´agence fédérale des réseaux décide au cas par cas si une centrale a une importance systémique pour obtenir une rémunération complémentaire : ce qui ne donne pas de garanties suffisantes aux investisseurs.

Références

1/ BDEW (2019), communiqué de presse du 1.4.2019 :  „Neubau von CO2-armen Kraftwerkskapazitäten stockt – Nur 10 Kraftwerke im Bau“ (Kraftwerksliste), https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/neubau-von-co2-armen-kraftwerkskapazitaeten-stockt/

/2/ BDEW (2019), Foliensatz: Entwicklung der Stromerzeugung, des Stromverbrauchs und des Kraftwerkparks, https://www.bdew.de/media/documents/PI_20190401_Foliensatz-PK-Hannover.pdf

/3/ Allemagne-Energies (2018) : « Érosion des moyens de production pilotables dans l´Union Européenne », https://allemagne-energies.com/2018/09/01/erosion-des-moyens-de-production-pilotables-dans-lunion-europeenne/

/4/ Allemagne-Energies (2018) : « La capacité de production en pointe du parc allemand pourrait ne plus garantir la sécurité d’approvisionnement à partir de 2020 lors d’un hiver rigoureux (mise à jour du 24 avril 2018),  https://allemagne-energies.com/2018/01/26/la-capacite-de-production-en-pointe-du-parc-allemand-pourrait-ne-plus-garantir-la-securite-dapprovisionnement-a-partir-de-2020-lors-dun-hiver-rigoureux

/5/ Allemagne-Energies (2019) : « Le paysage énergétique allemand en 2018 », https://allemagne-energies.com/2019/01/07/le-paysage-energetique-allemand-en-2018/

 

Stockage d’énergie à sels fondus – une nouvelle affectation pour des centrales à charbon et lignite ?

Temps de lecture 4 – 6 minutes

  • L’Allemagne dispose d´une capacité d´environ 45 GW de centrales au charbon et au lignite /1/. La commission gouvernementale sur la sortie du charbon préconise la fermeture de 12,5 GW d’ici 2022 et la sortie progressive à l´horizon de 2038 /2/.
  • Au lieu de la déconstruction des centrales arrêtées, la question d´une nouvelle affectation dans le cadre de la transition énergétique se pose. Une idée est leur conversion en  dispositif de stockage d’énergie pour suppléer aux énergies renouvelables intermittentes.

RWE a annoncé l´étude d´une installation pilote en coopération avec le centre allemand pour l’aéronautique et l’astronautique (DLR) et l´université d´Aix-la-Chapelle ayant pour objectif la conversion d´une centrale à charbon en dispositif de stockage d´énergie dans des sels fondus  /3/, /4/.

L´idée d´un dispositif de stockage d’énergie à sels fondus n´est pas nouvelle et a été déjà étudiée dans le cadre de centrales thermiques solaires permettant de générer de l’électricité indépendamment du jour et de la nuit.

L´association d´un tel dispositif de stockage à une centrale à charbon permettrait l´utilisation de  l´infrastructure existante (turbo-alternateur, connexions au réseau) et le maintien du site en activité.

Principe de fonctionnement

La figure 1 schématise le détail de l’installation.

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Figure 1 : Schéma de l´installation pilote d´un dispositif de stockage d´énergie dans des sels fondus (source RWE)

A l’intérieur d’un réservoir appelé réchauffeur électrique, la surproduction des éoliennes et du photovoltaïque est utilisée pour réchauffer à environ 600 °C un fluide caloporteur (les sels fondus) à l’aide de résistances.  Les sels fondus chauds sont ensuite transférés dans un réservoir calorifugé capable de contenir une grande quantité de sels fondus chauds. Lorsque cela est nécessaire, les sels fondus chauds passent par un échangeur thermique pour produire la vapeur nécessaire à la production d’électricité. Celle-ci meut le turboalternateur existant de la centrale à charbon. Les sels fondus retournent ensuite dans le réservoir froid (250 à 300°C) et le processus se répète en boucle fermée.

Perspectives

Le DLR considère /5/ que la conversion des centrales thermiques à flamme en dispositif de stockage d’énergie à sels fondus pourrait être un élément clé pour suppléer aux énergies renouvelables intermittentes dans un système énergétique avec une part importante de production d´électricité à partir d´éolien et de photovoltaïque.

Ce dispositif de stockage est particulièrement adapté au photovoltaïque compte tenu du cycle jour et nuit. La surproduction du photovoltaïque pendant la journée sera stockée sous forme de chaleur et retransformée dans la nuit en électricité. Une capacité de stockage de 6 à 18 heures serait suffisante. Dans des épisodes prolongés de production éolienne et solaire quasi nulle, le turboalternateur peut en cas de besoin être alimenté par la vapeur générée par du combustible fossile ou du gaz vert (biogaz ou power-to-gaz). Cela permettrait de réduire la capacité des centrales conventionnelles en backup.

Le rendement du système (transformation de l´électricité intermittente en électricité pilotable) est estimé à 40%.

La conversion d´une centrale à lignite en dispositif de stockage d´énergie permettrait une réduction significative des émissions CO2 d´environ 1150 gCO2/kWh à environ 60 gCO2/kWh.

En revanche le coût de production est estimé à environ 140 €/MWh donc un facteur 4 par rapport au cout de production actuel d´une centrale à lignite. La conversion d´une centrale n’a  finalement de sens sur le plan économique qu´en cas de modification des conditions réglementaires, par exemple l´interdiction de la production électrique à partir de charbon et lignite ou l´introduction d´une taxe carbone.

Projet d´installation pilote

L´installation pilote sera construite dans les bassins miniers de Rhénanie. Une capacité de stockage de 1 GWh est visée. La construction est prévue au début des années 2020.

L´installation pilote permet d’étudier les coûts d’exploitation et de maintenance associés à cette option technologique dans des conditions réelles d’exploitation.

Les travaux de planification de l´installation pilote sont subventionnés par le Land Rhénanie-Westphalie avec 2,9 M€.

Bibliographie

/1/ Bundesnetzagentur (2019) : Kraftwerksliste , 7.3.2019, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html

/2/ 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/

/3/  RWE (2019), communiqué de presse du 15.3.2019 :  « Wegweisendes Pilotprojekt: Im Rheinischen Revier entsteht ein Wärmespeicherkraftwerk », https://news.rwe.com/wegweisendes-pilotprojekt-im-rheinischen-revier-entsteht-ein-warmespeicherkraftwerk/

/4/ DLR (2019), communiqué de presse du 25.1.2019 : « Wärmespeicher – Ein sauberer Weg aus der Kohle? Drittes Leben für Kraftwerke », https://www.dlr.de/dlr/presse/desktopdefault.aspx/tabid-10172/213_read-31924/#/gallery/28300

/5/ DLR (2019) « Wärmespeicherkraftwerke – Positionspapier des DLR zum Umbau von Kohlekraftwerken auf einen CO2-neutralen Betrieb », 22.02.2019, https://www.dlr.de/dlr/Portaldata/1/Resources/documents/2019/DLR_Positionspapier_Waermespeicherkraftwerke.pdf

La valeur de l’immobilier d’habitation réduite par l´implantation voisine d´un parc éolien ?

Temps de lecture 2 – 3 minutes

  • Une étude du RWI (Leibniz-Institut für Wirtschaftsforschung) arrive à la conclusion que la présence d’un parc éolien aurait un impact  important sur la valeur de l’immobilier dans les espaces ruraux.
  • La Fédération de l´Energie Eolienne met en cause l´étude du RWI.

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En Allemagne la spécification de la distance minimale entre éoliennes et habitations est du ressort des Länder. Chaque Land applique donc sa propre règle.  L´agence spécialisée « éolien terrestre » a publié un tableau de bord concernant les consignes de distance des Länder /1/. La distance minimale est située dans une fourchette de 400 à 1100 m ou fixée suite à l´examen au cas par cas (Einzelfallprüfung). Seule la Bavière applique la règle « 10H », soit une distance de l´habitation égale à dix fois la hauteur de l´ouvrage pales comprises.

Selon une étude de janvier 2019 du RWI  en coopération avec plusieurs universités /2/,  l’implantation d’un parc éolien aurait un impact sur la valeur de l’immobilier dans les espaces ruraux. En améliorant la méthode hédoniste, couramment utilisée pour l´évaluation d’un bien immobilier, les experts ont effectué un rapprochement entre presque 3 millions d’offres de vente d´immobilier d’habitation  entre 2007 et 2015 et les géo-données d´environ 27 000 éoliennes.

Notamment les maisons dans les espaces ruraux seraient affectées et perdraient jusqu´à 7,1% de leur valeur si la distance du parc éolien est inférieure à 1000 m. La perte de valeur des maisons plus âgées (construites avant 1949) peut atteindre 23%. L´effet décroit avec la distance et il est quasi nul à partir d´une distance de 8 à 9 km.

En revanche l´immobilier d’habitation en périphérie urbaine ne perd presque pas de valeur à cause de l’implantation d’un parc éolien au voisinage. La population urbaine semble mieux accoutumée à une vie dans un environnement industrialisé et dynamique.

Selon le quotidien national Die Welt /3/, la Fédération de l´énergie éolienne met en cause l´étude du RWI.  Selon elle, il n´y aurait pas d´impact sur la valeur immobilière.

Références

/1/ Fachagentur Windenergie an Land (2019), « Überblick zu den Abstandsempfehlungen zur Ausweisung von Windenergiegebieten in den Bundesländern », https://www.fachagentur-windenergie.de/fileadmin/files/PlanungGenehmigung/FA_Wind_Abstandsempfehlungen_Laender.pdf

/2/ RWI et al. (2019), Ruhr Economic Papers #791 : « Local Cost for Global Benefit:The Case of Wind Turbines », Janvier 2019,  https://www.rwi-essen.de/media/content/pages/publikationen/ruhr-economic-papers/rep_18_791.pdf

/3/ Die Welt (2019) : « Windkraftanlagen mindern den Wert von Immobilien », 20.1.2019, https://www.welt.de/finanzen/immobilien/article187341890/Immobilien-Windkraftanlagen-mindern-Wert-von-Haeusern-und-Wohnungen.html

Le Bundesrat souhaite interdire l’exportation d’assemblages combustibles vers les centrales nucléaires étrangères âgées et proches de la frontière

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Berlin – Siège du Conseil fédéral allemand dans l´ancienne Chambre des seigneurs de Prusse
  • Le Bundesrat (Conseil fédéral allemand représentant les 16 Länder allemands) s´est prononcé le 15. 2.2019 /1/ pour l´interdiction d´exporter des assemblages combustibles vers les centrales nucléaires étrangères âgées situées près de la frontière suite à une proposition de Bade-Wurtemberg, Rhénanie-Westphalie, Sarre et Rhénanie-Palatinat.
  • Il appartient maintenant au gouvernement allemand d´examiner la mise en œuvre juridique.

L´Allemagne ne se contente pas seulement de sortir du nucléaire d´ici 2022, mais s’immisce dans la politique énergétique des pays voisins dans le souci de protéger ses citoyens des centrales nucléaires âgées situées près de la frontière et considérées comme peu sûres.

La proposition de quatre Länder, entérinée le 15.2.2019 par le Bundesrat, contient entre autres les demandes suivantes /2/:

  • Le gouvernement allemand doit poursuivre les négociations avec les gouvernements de pays voisins pour que les centrales nucléaires à risque soient rapidement mises à l’arrêt définitif.
  • Le gouvernement allemand doit stopper les exportations des assemblages combustibles fabriqués en Allemagne vers les centrales nucléaires dont le niveau de sûreté est considéré comme insuffisant du point de vue allemand. Le Bundesrat demande au gouvernement allemand d´examiner rapidement la mise en œuvre juridique de cette interdiction et de présenter une solution respectant les contraintes juridiques européennes.
  • Le Bundesrat demande au gouvernement allemand de s´engager au niveau européen pour :
    • une limitation du temps du fonctionnement des centrales nucléaires en vue de réduire le nombre d´incidents liés à l´âge des réacteurs
    • la création d´un système de contrôle européen des centrales nucléaires y compris la mise en place de possibilités adéquates de surveillance et de sanctions

Les 4 Länder visent notamment les centrales de Cattenom, Doel et Fessenheim et demandent au gouvernement allemand de s´engager pour leur mise à l’ arrêt.

On attend les réactions du gouvernement allemand et des gouvernements des pays voisins concernés, sachant qu´à ce jour les grands scénarios mondiaux de décarbonation (OCDE, AIE et GIEC) prévoient une part importante de nucléaire en 2050.

NB : Cette interdiction d´exportation serait un coup dur pour le site de fabrication de combustible nucléaire à Lingen en Basse-Saxe (Allemagne du Nord). Depuis la décision de la sortie du nucléaire, la production de la succursale de Framatome /3/ dépend de plus en plus de l´exportation.

Références

/1/ Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft, Bade – Wurtemberg : « Bundesrat will Exportverbot von Kernbrennstoffen aus Deutschland in ältere grenznahe Atomkraftwerke, 15.2.2019, https://um.baden-wuerttemberg.de/de/service/presse/pressemitteilung/pid/bundesrat-will-exportverbot-von-kernbrennstoffen-aus-deutschland-in-aeltere-grenznahe-atomkraftwerke/

/2/ Bundesrat :  » Entschließung des Bundesrates zur Reduktion des von grenznahen Kernkraftwerken ausgehenden Risikos für die Bevölkerung in Deutschland », 15.2.2019, https://www.bundesrat.de/SharedDocs/drucksachen/2018/0501-0600/512-2-18.pdf?__blob=publicationFile&v=1

/3/ Framatome, Business Unit Combustible (Allemagne), http://www.framatome.com/FR/businessnews-185/areva-np-business-uit-combustible–le-site-de-lingen.html

Chiffres clés du climat 2018 : l´Allemagne atteindrait son objectif 2020 à seulement 80%

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  • Le rapport 2018 des « Chiffres clés du climat »  (Klimaschutzbericht 2018) confirme que seule une réduction de 32% de gaz à effet de serre (GES) au lieu de 40 % sera atteinte d´ici 2020 par rapport à 1990
  • L´ objectif 2020 de réduction de gaz à effet de serre, mesure phare du tournant énergétique, est donc hors de portée et serait atteint à seulement 80%

Le 6 février 2019, le gouvernement allemand a adopté le rapport 2018 des « Chiffres clés du climat » (Klimaschutzbericht 2018) /1/, /2/. Ce  rapport confirme la prévision du rapport précédent /3/ selon lequel l´Allemagne manquera son objectif de réduire ses émissions de GES de 40%  d’ici 2020 par rapport à 1990. Seule une réduction de 32% sera atteinte.

En 2017 la réduction réalisée était de 27,5% par rapport à 1990.  Des progrès sont encore prévus dans le secteur d´énergie grâce, entre autres, à la reforme du système d’échange de quotas d’émission de l’UE. Cependant  la hausse des émissions dans les secteurs du transport et du bâtiment annule cet effet.

Les mesures complémentaires décidées en 2014 /3/ n´ont pas produit le résultat souhaité. Les mesures adoptées à l´époque  n’économisent que 43 à 56 Mt CO2éq au lieu de 62 à 78 Mt CO2éq  initialement envisagés.

Le gouvernement vise maintenant une réduction des émissions de 55% par rapport à 1990 d´ici 2030. Il est prévu que le gouvernement mette tout en œuvre pour réduire encore l´écart par rapport à l´objectif 2020 et pour assurer que l’objectif 2030 soit atteint.

La « Commission Charbon » a émis récemment son rapport avec des propositions pour atteindre les objectifs en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 / 4/.

Références

/1/ BMU , communiqué de presse du 6 février 2019 : « Kabinett billigt Klimaschutzbericht 2018 », https://www.bmu.de/pressemitteilung/kabinett-billigt-klimaschutzbericht-2018/

/2/ BMU : « Klimaschutzbericht 2018 zum Aktionsprogramm Klimaschutz 2020 der Bundesregierung », 2019, https://www.bmu.de/download/klimaschutzbericht-2018/

/3/ Allemagne-Energies : « Chiffres clés du climat 2017 en Allemagne », 2018, https://allemagne-energies.com/2018/06/14/chiffres-cles-du-climat-2017-en-allemagne/

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

Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038

Temps de lecture 3 – 4 min

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Après des mois d’âpres négociations et une dernière séance marathon jusqu’à samedi 26.1.2019, la « Commission Charbon » préconise la sortie progressive des centrales au charbon et au lignite d´ici 2038 au plus tard pour atteindre les objectifs en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre. La décision finale sur la suite à donner sera prise par le gouvernement allemand très vraisemblablement courant 2019

La « Commission Croissance, Changement structurel et Emploi », également appelée « Commission Charbon » a été créée par le gouvernement allemand en juin 2018,  pour émettre des propositions sur la sortie progressive de la production d’électricité à base de charbon et de lignite (Allemagne-Energies 2018b).

Censés initialement rendre leurs conclusions en décembre 2018, les membres de cette Commission composée d’experts, de représentants des employeurs et salariés du secteur, et d’ONG de défense de l’environnement, sont finalement parvenus à un accord le 26.1.2019 après une dernière séance marathon.

En résumé, la Commission préconise  (BMWi 2019) :

  • Sortie progressive du charbon et du lignite pour produire de l’électricité d´ici 2038 (la date butée sera avancée à 2035 si les conditions le permettent, décision en 2032)
  • D’ici 2022 une capacité de 12,5 GW doit être fermée dont plusieurs centrales au lignite.
  • Jusqu’en 2030 suivront d’autres centrales et seule une capacité de 17 GW restera au réseau.

La Commission préconise d´évaluer régulièrement l’efficacité de la mise en œuvre des mesures et propose 2023, 2026 et 2029 comme échéances pour le réexamen. Une adaptation des mesures serait le cas échéant nécessaire en fonction des résultats de l’évaluation.

Le rapport de la Commission sera maintenant examiné par les « Länder » et le gouvernement allemand. La décision finale sur la suite à donner sera prise par le gouvernement allemand et aboutira à une loi. On s’attend à ce que le gouvernement se prononce courant 2019.

La sortie du charbon coutera des dizaines de milliards d´Euros

Compte tenu des dizaines de milliers d’emplois directement ou indirectement liés à la production de lignite et de charbon, la commission propose des aides fédérales aux régions charbonnières pour un montant total de 40 milliards d’euros au cours des 20 prochaines années.

La sortie accélérée du charbon conduirait à une augmentation significative du prix du kWh pour tous les consommateurs. A partir de 2023, une aide évaluée à 2 milliards d’Euros par an serait destinée à l´industrie et aux consommateurs affectés par la hausse des prix du kWh. Une réduction du tarif d´acheminement ou une mesure adéquate est envisagée.

De plus, les énergéticiens peuvent compter sur une indemnisation pour un arrêt prématuré de leurs centrales.

La sortie du charbon aggrave le désavantage de l´Allemagne pour l’industrie électro-intensive. Elle est actuellement protégée sous la forme d´un dégrèvement partiel du soutien aux énergies renouvelables et conserve un tarif compétitif ayant pour but de préserver la compétitivité internationale. La disposition arrive à échéance en 2020. Selon la Commission Charbon, le gouvernement devrait intervenir pour obtenir une prolongation auprès de la Commission européenne.

Impact sur le climat en Europe

Le grand nombre de quotas d’émission disponibles suite à la sortie prématurée de la production à base de charbon/lignite en Allemagne peut conduire à une distorsion du système d’échange de quotas d’émission de l’Union européenne (EU ETS). Pour obtenir une réduction des émissions de CO2 en Europe il faudrait empêcher l´achat des quotas libérés par d´autres entités opérant sur le marché du carbone. Une possibilité serait de retirer ces quotas d’émission du marché. Bien que cela conduise à une perte de recettes pour l´Allemagne, la proposition de la Commission charbon va dans ce sens.

Le casse-tête de la sécurité de l´approvisionnement

Fin 2018, l´Allemagne disposait d´une capacité de 45 GW de centrales au charbon et lignite ayant produit 229 TWh (35% de la production totale) et d´une capacité de 9,5 GW nucléaire ayant produit 76 TWh (12 % de la production totale ) en 2018 (Allemagne-Energies 2019).

Avec la sortie définitive du nucléaire programmée pour fin 2022 et la décision  d´arrêter en même temps une capacité de 12,5 GW de capacité charbon/lignite, l´Allemagne perd d´un coup 22 GW de moyens pilotables et d’ici 2030 encore 16 GW supplémentaires.

Le gouvernement vise une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation d´ici 2030 en s´appuyant notamment sur les énergies fatales. Mais en l’absence de moyens de stockage d´énergie appropriés, il ne s´agit pas d´un remplacement qualitativement comparable compte tenu de la volatilité de production des énergies fatales.

La fédération des entreprises de l’énergie BDEW salue les propositions de la Commission car elles offrent ainsi une sécurité de planification à long terme pour l´industrie (BDEW 2019).

Mais la fédération pointe le doigt sur le fait que la réduction des moyens pilotables d´ici 2022 nécessite des investissements rapides pour garantir la sécurité d´approvisionnement. Il faudrait remplacer en cas de nécessité les centrales à charbon et lignite par des centrales CCG et/ou la cogénération moins émettrices en CO2. Mais cela suppose la mise en place d’incitations efficaces en faveur d´investissements dans des nouvelles centrales.

Les quatre GRT allemands ont publié le 24.1.2019 les bilans prévisionnels de l’équilibre offre-demande 2017 – 2021 (GRT 2019). Ils utilisent une approche déterministe conservative et accordent une disponibilité  de 0% au photovoltaïque et de 1% à l´éolien pour la gestion des périodes de pointe pouvant atteindre une demande de ~ 82 GW en 2021. Avec cette hypothèse le pays pourrait déjà faire face à un déficit d’approvisionnement en électricité de 5,5 GW en 2021, hors importation. Le bilan des GRT ne tient pas encore compte des propositions de la Commission Charbon.

Certes, le bilan prévisionnel des GRT est une démarche théorique et suppose la simultanéité d’événements relativement improbables d´une situation de pointe combinée avec une production extrêmement faible d’énergies renouvelables et ne tient pas compte des importations possibles dans une situation difficile.  Mais dans de nombreux pays européens on constate actuellement une tendance identique à réduire les capacités des centrales thermiques concomitamment au développement massif des énergies renouvelables intermittentes.

A titre d´exemple, la France compte fermer d´ici 2022 les quatre centrales à charbon encore en fonctionnement (3 GW), selon le projet de la programmation pluriannuelle (MTES 2019). La feuille de route prévoit ensuite la fermeture de 14 réacteurs nucléaires (sur 58) d’ici 2035.

Ce n’est donc pas sans raison que 10 associations professionnelles du secteur de l’électricité ont lancé en octobre 2018 un appel commun pour assurer la sécurité d´approvisionnement en Europe (Allemagne-Energies 2018a). Si les gouvernements n’apportent pas de corrections, la solidarité actuelle entre les pays pour se secourir en situation de pointe extrême serait en péril d’ici quelques années.

Selon la Commission, la sortie de la production à base du charbon doit être menée en continuant à garantir le niveau de sécurité d’approvisionnement sans recours aux importations. En effet, malgré les possibilités de secours inter-frontaliers, la responsabilité pour la sécurité de l´approvisionnement est avant tout l´affaire de chaque pays. La politique énergétique des autres pays européens peut changer et l´évolution des capacités de production des pays voisin est difficile à apprécier.

Le dispositif des « capacités de réserve » est considéré comme approprié pour le maintien de la stabilité du système électrique. Pour mémoire ces centrales de réserve ne sont pas autorisées à participer au marché de production mais seront uniquement employées à la demande des gestionnaires de réseaux (Allemagne-Energies 2018c).

De plus, la Commission préconise le développement de la cogénération et l´accélération des procédures pour la construction des nouvelles centrales CCG.

Bibliographie

Allemagne-Energies (2018a) Dix associations professionnelles du secteur de l’électricité signent un appel commun pour assurer la sécurité d´approvisionnement en Europe. En ligne : https://allemagne-energies.com/2018/10/10/dix-associations-professionnelles-du-secteur-de-lelectricite-signent-un-appel-commun-pour-assurer-la-securite-dapprovisionnement-en-europe/.

Allemagne-Energies (2018b) Le gouvernement allemand crée une commission devant émettre des propositions pour la sortie progressive de la production d’électricité à base de charbon et de lignite. En ligne : https://allemagne-energies.com/2018/06/12/le-gouvernement-allemand-cree-une-commission-devant-emettre-des-propositions-pour-la-sortie-progressive-de-la-production-delectricite-a-base-de-charbon-et-de-lignite/.

Allemagne-Energies (2018c) 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. En ligne : https://allemagne-energies.com/2018/05/17/pour-les-hivers-2018-2019-et-2019-2020-lagence-federale-des-reseaux-evalue-a-66-gw-la-capacite-de-reserve-des-centrales-thermiques-a-flamme/.

Allemagne-Energies (2019) Le paysage énergétique allemand en 2018. En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/01/07/le-paysage-energetique-allemand-en-2018/.

BDEW (2019) Abschluss der Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung. Kommission schafft Planungssicherheit für Energiewirtschaft. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft. En ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/kommission-schafft-planungssicherheit-fuer-energiewirtschaft/.

BMWi (2019) Abschlussbericht. Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. En ligne : https://www.kommission-wsb.de/WSB/Redaktion/DE/Downloads/abschlussbericht-kommission-wachstum-strukturwandel-und-beschaeftigung.pdf?__blob=publicationFile&v=4.

GRT (2019) Leistungsbilanzbericht. Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2017-2021. Gestionnaires de réseau de transport allemand. En ligne : https://www.netztransparenz.de/Weitere-Veroeffentlichungen/Leistungsbilanzbericht.

MTES (2019) Synthèse : Stratégie française pour l´énergie et le climat. Programmation pluriannuelle de l´énergie 2019-2023 et 2024-2028. Ministère de la Transition écologique et solidaire. En ligne : https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/sites/default/files/Synth%C3%A8se%20finale%20Projet%20de%20PPE.pdf.

 

 

Le paysage énergétique allemand en 2018 (mise à jour du 06.04.2019)

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Temps de lecture 15 min

Selon les dernières données statistiques, l’évolution énergétique en Allemagne sur 2018 se caractérise comme suit :

  • La consommation énergétique (énergie primaire) a baissé de 3,5% par rapport à 2017 et de 2,4% corrigée des aléas climatiques
  • la production brute d´électricité s´élève à ~ 647 TWh, légèrement inférieure par rapport à 2017 (~ 654 TWh), la consommation d´électricité recule à 596 TWh (2017 : 599 TWh)
  • la part des filières renouvelables augmente de deux pourcents à 35% (226 TWh) de la production brute, leur capacité installée atteint 120 GW
  • la part de production à partir des énergies fossiles (fioul, gaz, charbon et lignite) s´élève à ~ 48% moins trois pourcents par rapport à 2017 (~ 51% de la production brut)
  • la production du nucléaire se maintient au niveau de 2017 (~ 76 TWh ) malgré l´arrêt définitif de la tranche B (1344 MWe) de la centrale nucléaire de Gundremmingen fin 2017
  • Le solde exportateur (échanges physiques) est avec 51 TWh en léger recul par rapport à 2017 (55 TWh)
  • Selon les données provisoires, les émissions de gaz à effet de serre baissent de 4,5%

Consommation énergétique

Selon le rapport pour l´année 2018 de AG Energiebilanzen (AGEB 2019b), la consommation d´énergie primaire a reculé à 12.963 PJ, moins 3,5 % par rapport à l´année précédente (2017 : 13.440 PJ). La baisse de la consommation d´énergie primaire s’explique notamment par les températures particulièrement douces observées durant toute l’année. Avec 12,3%,  l’écart à la température moyenne a été important en 2018. La baisse de la consommation énergétique corrigée des aléas climatiques s´élève à 2,4%. D’autres effets sont l´ amélioration de l’efficacité énergétique et la hausse des prix de l’énergie.

Malgré un léger recul des énergies fossiles en 2018 (charbon, lignite et pétrole), elles couvrent presque 80 % de la consommation d´énergie primaire du pays, l’énergie nucléaire représente 6,4 % et les énergies renouvelables 14,0 % (voir figure 1).

Fig 1Energie primaire
Figure 1 : Consommation d´énergie primaire

Néanmoins, l´objectif de la transition énergétique de réduire la consommation d´énergie primaire de 20% d´ici 2020 par rapport à 2008 ne sera très vraisemblablement pas atteint. Selon (BMWi 2018), une réduction d´environ 11% d´ici 2020 parait encore vraisemblable.

Production et consommation d´électricité

Selon le rapport pour l´année 2018 de l´AG Energiebilanzen (AGEB 2019a) la production brute d’électricité allemande, 646,8 TWh, est en léger recul par rapport à 2017 (653,6 TWh). La consommation intérieure brute recule à 595,6 TWh, moins 0,5% par rapport à 2017 (598,7 TWh)

Fig 2 production electricite 2018
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2018 (données entre parenthèses pour 2017)

Le tableau ci-dessous détaille l´évolution de la production brute d´électricité pour chaque filière en 2018 par rapport à 2017 (AGEB 2019a).

tableau 3_2019
Tableau : Production brute d´électricité 2017 et 2018

La production à partir du lignite recule légèrement, en revanche le charbon marque une forte baisse (-10,4%)  notamment à cause de l´arrêt d´une capacité de 879 MW, c´est-à dire environ 3% de la capacité totale installée.

Le nucléaire se maintient au même niveau qu´en 2017 grâce à une disponibilité accrue ayant compensé l´arrêt définitif de la tranche B (1344 MWe) de la centrale nucléaire de Gundremmingen fin 2017.

La production à base de gaz est en léger recul notamment à cause de l´augmentation de la part de production des énergies renouvelables.

Les filières renouvelables progressent de 4,7 % à 226,4 TWh (2017 : 216,2 TWh) pour représenter 35,0 % (2017 : 33,1 %) de la production brute. Les sources intermittentes (éolien et photovoltaïque) sont de loin le plus grand contributeur.  Le photovoltaïque connait la croissance la plus forte par rapport à 2017, suivi de l´éolien offshore. Seule l´hydroélectricité est en forte baisse pour cause de sécheresse persistante en 2018.

L’électricité allemande reste malgré tout très dépendante des combustibles fossiles (lignite, charbon, gaz et fioul) dont la part s´élève à ~ 48% de la production brute en recul de 3% par rapport à 2017 (~ 51%).

Mais malgré la dominance des énergies fossiles, la production à base de charbon et lignite est – contrairement aux idées reçues – en baisse continue depuis plusieurs années (voir figure 3) et a été presque rattrapée par les énergies renouvelables en 2018 (AGEB 2019b, 2019a).

Fig 3 evolution production electricite 2009-2018
Figure 3 : Evolution de la production brute des différentes filières depuis 2009

Surévaluation systématique de la part des énergies renouvelables  

Selon Fraunhofer ISE (Fraunhofer ISE 2019), la part des énergies renouvelables aurait dépassé les 40 % en 2018. En effet, si l´on utilise comme base de calcul la part de production nette injectée dans le réseau public (542,5 TWh), au lieu de la production nette totale de 612,6 TWh (AGEB 2019b) tout en supprimant l´autoproduction de l´industrie on arrive à ce résultat.

Le gouvernement allemand utilise comme objectif la part des énergies renouvelables à la consommation brute nationale. Ce faisant, on utilise l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement consommée en Allemagne et seule l´électricité produite à base de centrales conventionnelles est exportée.

De facto, ces calculs ne correspondent pas à la réalité et reviennent à surévaluer systématiquement la part des énergies renouvelables (FAZ 2019).

Sous l´hypothèse du gouvernement allemand que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement affectée à la consommation intérieure brute (~ 596 TWh), leur part arrive à 38 % (2017 : 36,1%).  L´objectif 2020 du gouvernement d´une part de 35% à la consommation brute étant déjà dépassé, le nouvel objectif est maintenant une part de 65 % d´ici 2030, ce qui nécessiterait encore une accélération du développement des énergies renouvelables (BDEW et ZSW 2018).

L´objectif de réduction de la consommation de l´électricité hors de portée

Selon l’objectif de la transition énergétique, les allemands devraient réduire leur consommation d’électricité de 10 % d’ici 2020 par rapport à 2008. Après une baisse considérable lors de la crise économique en 2008/2009, la consommation a dépassé à nouveau les 600 TWh et stagne depuis autour de cette valeur. Avec seulement – 4 % réalisé fin 2018, l’objectif de 2020 est bien loin (voir figure 4). Selon (BMWi 2018), une réduction autour de 5% pourrait être atteinte d´ici 2020.

Le léger recul de la consommation d’électricité en 2018 est dû à la  concomitance  d’une météo clémente et d’un fléchissement conjoncturel dans l´industrie.

Fig 4 evolution conso electricite 2009-2018
Figure 4 : Evolution de la consommation brute d´électricité depuis 2008

Puissance installée

Selon (BNetzA 2019; BMWi 2019), la puissance installée des énergies renouvelables a augmenté d´environ 7 GW à 120 GW en 2018, dont 3,3 GW éolien et 3 GW photovoltaïque. Le parc d´énergies renouvelables intermittentes dépasse maintenant les 104 GW (voir figure 5).

Le parc conventionnel est en léger recul d´environ 2 GW en raison de l´arrêt définitif de la tranche nucléaire B (1,3 GW) de Gundremmingen et de l´arrêt d´une capacité de 0,9 GW à base de charbon (AGEB 2019b; BNetzA 2019; BMWi 2019)

Il faut toutefois noter que 81 GW (hors STEP) du parc conventionnel opèrent sur le marché de l’électricité. Environ 8,8 GW constituent une « réserve de sécurité » ou une « réserve des réseaux » donc ne fonctionnent qu´en situation exceptionnelle et environ 2,7 GW sont provisoirement fermés. Les 11,5 GW « hors réseau » sont répartis comme suit :  5,1 GW centrales à gaz, 4,6 GW centrales au lignite et au charbon et 1,8 GW centrales au fioul (BNetzA 2019).

Fig 5 Puissance installee 2017_2018_1
Figure 5: Puissance installée en 2017 et 2018

Échanges transfrontaliers d’électricité

En 2018, le solde exportateur est avec ~ 51 TWh en légère baisse (2017 : 55 TWh). Au total l´Allemagne a exporté 82,7 TWh et importé 31,5 TWh (AGEB 2019b). Il s´agit des échanges physiques et non pas des échanges commerciaux. Le solde est calculé par la différence entre l’énergie exportée et l’énergie importée aux frontières entre le réseau allemand et les pays frontaliers. Pour la plus grande part ce sont des flux en transit vers d´autres pays que les pays limitrophes et des flux en boucle résultant du déficit des lignes de transport en Allemagne.

Fig 6 solde echanges
Figure 6 : Export et import (échanges physiques) en TWh

Evolution des prix spot et des prix négatifs

La hausse du prix du CO2 européen et l´augmentation du coût de combustible ont conduit en 2018 à une augmentation significative d´environ 30% du prix spot sur le marché par rapport à 2017. La figure 7 montre l´évolution des prix (baseload) sur le marché spot (EEX) pour 2011-2017 selon (BNetzA 2018) et (Agora Energiewende 2019) pour 2018.

fig 7 prix spot 2011_2018
Figure 7 : Evolution des prix sur le marché spot (EEX)

Malgré l´augmentation du prix du CO2 (~ 22 €/t CO2  fin 2018) les centrales à lignite restent de loin la forme la plus avantageuse de production d´électricité à base de combustible fossile.

Depuis leur introduction à la bourse EPEX Spot en 2008, on observe des prix négatifs au marché spot. Il s´agit d’épisodes rares qui peuvent notamment survenir lors des creux de consommation en raison de capacités de production intermittentes (éolien, solaire). En Allemagne des prix négatifs sont principalement observés lorsque les énergies renouvelables fatales (éolien et solaire) couvrent une part importante de la consommation. Le nombre de pas horaires avec des prix négatifs en Allemagne a fortement augmenté depuis 2015 et reste élevé en 2018.  La figure 8 montre le nombre de pas horaires (marché Day Ahead) et quarts d´heures (marché Intraday) à la bourse EPEX spot selon (Agora Energiewende 2019).

fig 8 prix negatif
Figure 8 : nombre de pas horaires (marché Day Ahead) et quarts d´heures (marché Intraday) à la bourse EPEX Spot

Émissions de gaz à effet de serre

Selon les premières estimations de l´agence fédérale de l´environnement (BMU 2019), les émissions de gaz à effet de serre sont en recul d´environ 41 Mt CO2éq  par rapport à 2017, principalement grâce à la baisse de la consommation énergétique (voir plus haut). Les réductions les plus importantes ont été enregistrées dans le secteur de l´énergie et pour le ménages, seul  un léger recul dans le secteur des transports.

Les émissions de la production d´électricité ont baissé d´environ 12,5 Mt CO2éq  (AGEB 2019b; BDEW 2018).  La raison principale est la baisse de la production totale déjà mentionnée plus haut.

La figure 9 montre l´évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an (données 1990 à 2017 selon (UBA 2018), estimations pour 2018 selon (BMU 2019). En 2018 l´Allemagne a baissé ses émissions de 30,8 % par rapport à 1990.

Fig 9 emission 2018
Figure 9 : Évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an

Le mix électrique est néanmoins encore très carboné, le contenu carbone moyen du secteur électrique allemand atteignait 472 gCO2/kWh en 2018 (Agora Energiewende 2019) soit une combustion du combustible dans des centrales presque 12 fois plus émettrice qu’en France (40 gCO2/kWh en 2018 selon (OIE 2019)).

L’Allemagne prévoit de réduire ses émissions de gaz à effet de serre de 40 % d’ici 2020 par rapport à 1990. Cet objectif est hors de portée. Au mieux, une réduction de 32% pourrait être atteinte d´ici 2020 (Allemagne-Energies 2019a). Le problème est que les émissions des autres secteurs (chaleur et refroidissement, transports) ne baissent pas suffisamment.

Partant de la constatation qu’il n´est plus possible d’atteindre l´objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre, il est prévu de combler l´écart au mieux. Une commission gouvernementale, appelée « Commission Charbon », a émis fin janvier 2019 un rapport avec des propositions pour réduire l´écart par rapport à l´objectif 2020 et pour atteindre les objectifs en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 (Allemagne-Energies 2019b). Elle préconise une sortie progressive des centrales à charbon et au lignite d´ici 2038 et la fermeture d’ici 2022 d’une capacité de 12,5 GW.

Des risques en matière de sécurité d’approvisionnement dans l´avenir

L’Allemagne a décidé de sortir du nucléaire d´ici 2022; soit une perte sèche de 9,5 GW équivalent à 12 % de sa production d´électricité. A cela s´ajoutera – si le gouvernement allemand suit les recommandations de la Commission Charbon – la mise hors service de 12,5 GW de centrales à charbon et lignite. L´Allemagne perdrait donc d´un coup 22 GW de moyens pilotables d´ici fin 2022.

Les quatre grands gestionnaires de réseaux de transport allemands – les GRT – ont publié en  janvier 2019 les bilans prévisionnels de l’équilibre offre – demande 2017 à 2021 (GRT 2019).     En situation de pointe, le pays pourrait faire face à un déficit d’approvisionnement en électricité de 5,5 GW dès 2021, hors importation.

Le niveau de l’aide apportée par des pays voisins lors des situations de pointe dépend de leur propre situation d’équilibre offre-demande. Or on constate une même tendance dans de nombreux pays européens à réduire les capacités de moyens pilotables concomitamment au développement massif des énergies renouvelables intermittentes. En cas de défaut de moyens de production à l’échelle européenne, un pays en limite de sa capacité de production acceptera-t-il d´aider un autre qui serait plus touché ?

Ce n’est donc pas sans raison que 10 associations professionnelles du secteur de l’électricité ont lancé en octobre 2018 un appel commun pour que la politique s´occupe de la sécurité d´approvisionnement en Europe (Allemagne-Energies 2018). Si les gouvernements n’apportent pas de corrections, la solidarité actuelle entre les pays pour se secourir en situation de pointe extrême serait en péril d’ici quelques années.

Bibliographie

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AGEB (2019b) Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2018. AG Energiebilanzen. En ligne : http://www.ag-energiebilanzen.de/.

Agora Energiewende (2019) Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018. Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2019. Agora Energiewende. En ligne : https://www.agora-energiewende.de/fileadmin2/Projekte/2018/Jahresauswertung_2018/125_Agora-JAW-2018_WEB.pdf.

Allemagne-Energies (2018) Dix associations professionnelles du secteur de l’électricité signent un appel commun pour assurer la sécurité d´approvisionnement en Europe. En ligne : https://allemagne-energies.com/2018/10/10/dix-associations-professionnelles-du-secteur-de-lelectricite-signent-un-appel-commun-pour-assurer-la-securite-dapprovisionnement-en-europe/.

Allemagne-Energies (2019a) Chiffres clés du climat 2018 : l´Allemagne atteindrait son objectif 2020 à seulement 80%. En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/02/09/chiffres-cles-du-climat-2018-lallemagne-atteindrait-son-objectif-2020-a-seulement-80/.

Allemagne-Energies (2019b) 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/.

BDEW (2018) CO2-Emissionen der Energiewirtschaft sinken 2018 um 11 Millionen Tonnen. Communiqué de presse du 19.12.2018. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. En ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/co2-emissionen-der-energiewirtschaft-sinken-2018-um-11-millionen-tonnen/.

BDEW; ZSW (2018) Rekord: Erneuerbare decken 38 Prozent des Stromverbrauchs. Communiqué de presse du 13.12.2018. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V; Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg. En ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/rekord-erneuerbare-decken-38-prozent-des-stromverbrauchs/.

BMU (2019) Klimabilanz 2018: 4,5 Prozent weniger Treibhausgasemissionen. communiqué de presse du 5.4.2019. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit. En ligne : https://www.bmu.de/pressemitteilung/8465/.

BMWi (2018) Wirkung der Maßnahmen der Bundesregierung innerhalb der Zielarchitektur zum Umbau der Energieversorgung. Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Studien/wirkung-der-massnahmen-der-bundesregierung-innerhalb-der-zielarchitektur-zum-umbau-der-energieversorgung.pdf?__blob=publicationFile&v=4.

BMWi (2019) Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. En ligne : https://www.erneuerbare-energien.de/EE/Navigation/DE/Service/Erneuerbare_Energien_in_Zahlen/Zeitreihen/zeitreihen.html.

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BNetzA (2019) Kraftwerksliste. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html.

FAZ (2019) Deutscher Ökostromanteil wird systematisch überschätzt. Frankfurter Allgemeine Zeitung. En ligne : https://www.faz.net/aktuell/wirtschaft/deutscher-oekostromanteil-wird-systematisch-ueberschaetzt-15971115.html?service=printPreview.

Fraunhofer ISE (2019) Öffentliche Nettostromerzeugung in Deutschland 2018: Erneuerbare Energiequellen erreichen über 40 Prozent. Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme. En ligne : https://www.ise.fraunhofer.de/de/presse-und-medien/news/2018/nettostromerzeugung-2018.html.

GRT (2019) Leistungsbilanzbericht. Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2017-2021. Gestionnaires de réseau de transport allemand. En ligne : https://www.netztransparenz.de/Weitere-Veroeffentlichungen/Leistungsbilanzbericht.

OIE (2019) Fiche pédagogique. Contenu carbone des énergies. Observatoire de l´industrie électrique. En ligne : http://observatoire-electricite.fr/fiches-pedagogiques/article/contenu-carbone-des-energies.

UBA (2018) Entwicklung der spezifischen Kohlendioxid-Emissionen des deutschen Strommix in den Jahren 1990 –  2017. Umweltbundesamt. En ligne : https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/1410/publikationen/2018-05-04_climate-change_11-2018_strommix-2018_0.pdf.

 

 

 

Part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité pour 2018

  • Selon un communiqué de la fédération allemande des entreprises de l’énergie BDEW /1/, les énergies renouvelables devraient atteindre 229 TWh en 2018 : une augmentation de 5% par rapport à 2017 (218 TWh) et plus de 38% de la consommation brute d´électricité de 599 TWh.
  • l´éolien terrestre devrait apporter la plus grande contribution avec pas loin de 94 TWh, soit une augmentation d’environ 6 % par rapport à 2017 (88,7 TWh)

Selon BDEW /1/ la production brute d´électricité atteindra 649 TWh en 2018 (2017 : 655 TWh) dont un solde d´export d´environ 50 TWh. La consommation brute intérieure serait par conséquent de 599 TWh (2017 : 600 TWh selon /2/). Sous l´hypothèse que les quelque 229 TWh produits à base d´énergies renouvelables sont entièrement attribués à la consommation brute, leur part dépasserait les 38% (2017 : 36%).

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Figure 1 : Prévision de la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité en 2018

L´éolien terrestre devrait apporter la plus grande contribution avec pas loin de 94 TWh  représentant une augmentation d’environ 6 % par rapport à 2017 (88,7 TWh). Les bioénergies (biomasse, déchets) venant en second lieu avec 52 TWh (2017 : 51,4 TWh). Le photovoltaïque  arrivera à plus de 46 TWh (2017 : 39,9 TWh) et connait avec 15% la croissance la plus forte. L´éolien offshore augmentera d´environ 9% à plus de 19 TWh (2017 : 17,9 TWh). Seule l´hydroélectricité, 17 TWh (2017 : 20,2 TWh), sera en baisse de 16% pour cause de sécheresse persistante en 2018.

Références

/1/ BDEW , communiqué de presse du 13.12.2018: „Rekord: Erneuerbare decken 38 Prozent des Stromverbrauchs“, https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/rekord-erneuerbare-decken-38-prozent-des-stromverbrauchs/

/2/ AGEB : « Bruttoerzeugung in Deutschland ab 1990 nach Energieträgern », 10/2018, https://www.ag-energiebilanzen.de/

Retour d´expérience des appels d´offres en 2017 et 2018 selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017)

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Suite à l’amendement à la loi sur les énergies renouvelables (EEG 2017), le tarif d´achat n’est plus fixé comme auparavant par l’État mais, depuis début 2017, par le biais d’appels d’offres /1/. Seules les petites installations, inférieures à 750 KW (pour photovoltaïque (PV) et éolien terrestre) et inférieures à 150 KW pour la biomasse, sont exemptes et continuent de recevoir un montant de soutien fixé par l´état. Bien entendu, la loi 2017 n´est pas rétroactive et les anciennes installations jouissent du maintien des droits acquis.

Ci-dessous le retour d´expérience des résultats des appels d´offres de 2017 et 2018 est exposé en s´appuyant notamment sur le dernier rapport monitoring 2018 de l´agence fédérale des réseaux /2/.

Résultats d´appels d´offres photovoltaïque

Trois appels d´offres par an ont été réalisés en 2017/2018 avec un volume de 200 MW  chaque fois, sauf les deux derniers appels d´offres en 2018 avec un volume de 182 MW.

Dans tous les appels d´offres, le volume offert a été largement sursouscrit. Le volume réel d´adjudication a varié entre 151 et 222 MW.

La pression concurrentielle a conduit à une baisse significative des tarifs d´achats dans les quatre premiers  appels d´offres. Lors des deux appels d´offre de juin et octobre 2018, les montants moyens d´adjudication ont légèrement augmenté (voir figure 1). Les régions de l´Allemagne de l´est et du sud ont obtenu la plupart des adjudications.

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Figure 1 : Résultats d´appels d´offres photovoltaïque en 2017 et 2018

Résultats d´appels d´offres éolien terrestre

En 2017 trois et en 2018 quatre d´appels d´offres d´un volume de 2,7 à 2,8 GW ont eu lieu.

Le volume des appels d´offre de 2017 a été largement sursouscrit. Plus de 90% des projets d´éolien terrestre ont été adjugés aux « sociétés citoyennes »  qui ont bénéficié d’ avantages considérables par rapport aux autres offrants /3/.

Le parlement a entériné une modification de la loi sur les énergies renouvelables en 2018 visant à abolir les privilèges des sociétés de citoyens sur les appels d´offres en 2018 et 2019. De plus l´agence fédérale des réseaux avait abaissé le montant maximal autorisé à 63 €/MWh pour 2018 (70 €/MWh en 2017).

Les résultats des quatre d´appels d´offres en 2018 ont été considérablement influencés par ces mesures : une intensité concurrentielle plus faible et notamment nettement moins d´adjudications aux « sociétés citoyennes ». Le volume mis aux enchères n´a pas été atteint, seuls 2342 MW au lieu des 2710 MW prévus ont été attribués malgré un montant moyen des adjudications plus élevé qu´en 2017. Le montant moyen d´adjudication a considérablement augmenté en 2018 et même dépassé le montant du premier appel d´offres en mai 2017 (voir figure 2).

Eolien terrestre resultats AO 2017_2018
Figure 2 : Résultats d´appels d´offres éolien terrestre en 2017 et 2018

Pour être complet, les montants d´adjudication des offres retenues se réfèrent à  un « site idéal » : 6,45 m/s à 100 m de hauteur (Referenzertragsmodell). Ensuite les montants sont multipliés 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, le montant est multiplié par un facteur < 1  alors que pour un site réel de moindre qualité il est multiplié par un facteur > 1.

Résultats d´appels d´offres divers

Appels d´offres transfrontaliers pour des installations photovoltaïques au sol

Un appel d´offres transfrontalier a été lancé pour la première fois avec le Danemark en novembre 2016 pour un volume de 50 MW d’installations photovoltaïques au sol. Toutes les adjudications,  pour un montant moyen de 53,8 €/MWh, ont été attribuées aux projets au Danemark.

Appels d´offres éolien offshore

Tandis que les éoliennes offshore mises en service entre 2015 et 2020 bénéficient encore des tarifs de soutien très confortables fixés par l´État, pour tous les projets éoliens offshore pour lesquels la mise en service est prévue à partir de 2021 les appels d’offres sont devenus obligatoires /1/. Pour assurer une continuité du développement de l´éolien en mer, les appels d’offres en avril 2017 et avril 2018 d´un volume total de 3100 MW visaient les projets de parcs éoliens qui étaient déjà en cours de planification et de développement avant le 1er aout 2016. Au total 10 projets ont reçu une adjudication.

Avril 2017 Avril 2018
Volume attribué 1490 MW 1610 MW dont 500 MW en mer Baltique
Montant moyen de l´adjudication (€/MWh)* 4,4 46,6
Montant le plus bas retenu (€/MWh)* 0,00 0,00
Montant le plus élevé retenu (€/MWh)* 60,0 98,3

*) hors coûts de raccordement des éoliennes off-shore au réseau

Les offres les plus basses étaient 0,0 €/MWh. Le montant le plus élevé retenu était de 60,0 €/MWh en 2017 et de 98,3 €/MWh en 2018, ce qui conduit à un montant moyen de 4,4 €/MWh en 2017 et de 46,6 €/MWh en 2018. Les offres à 0 €/MWh étaient accueillies avec beaucoup d´étonnement et considérées comme une première mondiale. Les énergéticiens se passeront totalement des soutiens, leurs seuls revenus seront les recettes de vente au prix du marché. Pour plus d´explications voir /4/.

Il faut toutefois noter que les entreprises ne payeront pas les coûts de raccordement au réseau. Ces coûts sont supportés par les gestionnaires de réseaux et financés par le consommateur via le tarif d´utilisation du réseau.

Appel d´offres biomasse

L´agence fédérale des réseaux a procédé en 2017 et 2018 à un appel  d´offres par an. La spécificité des appels d´offres était la participation des installations déjà existantes dont la durée de soutien restante était inférieure à 8 ans.

Malgré cela les appels d´offres de 2017 et 2018 ont rencontré peu de succès auprès des soumissionnaires. Les volumes offerts par les soumissionnaires étaient nettement inférieurs aux volumes mis en adjudication : 40,9 MW pour 122 MW en 2017 et 89 MW pour 226 MW en 2018. Le volume finalement retenu par l´agence fédérale des réseaux était encore plus bas suite à l´exclusion de certaines offres en raison des erreurs formelles : 35,6 MW pour des nouvelles installations ≥ 150 kW et 68,4 MW pour des installations existantes.

Le montant moyen d´adjudication, pondéré en fonction des volumes, s´élève à 147,3 €/MWh. 

Appel d’offres bi-technologies combinant solaire et éolien terrestre

Répondant à un souhait de la commission européenne, l´agence fédérale des réseaux a  procédé à deux appels d´offres pilotes de 200 MW chacun en 2018, ouverts à des projets d’éoliennes terrestres et des installations solaires photovoltaïques au sol.

Une particularité des appels d´offres était l´application d´un malus dans des régions où la capacité des énergies renouvelables déjà installée dépassait la puissance maximale absorbable par les réseaux de distribution.

Lors du premier appel d´offres dont les résultats ont été publiés en avril 2018, seules des offres « photovoltaïque » d´un volume de 210 MW ont été retenues avec un montant moyen d´adjudication de 46,7 €/MWh. Les offres retenues varient entre 39,6 €/MWh et 57,6 €/MWh. En revanche aucune des 18 offres « éolien terrestre » n’a reçu l’adjudication.

Les résultats du deuxième appel d´ offres publiés en novembre 2018 sont également sans appel. A nouveau, seules des offres « photovoltaïque » ont été retenues pour un volume de 201 MW avec un montant moyen d´adjudication de 52,7 €/MWh. Les offres retenues varient entre 46,5 €/MWh et 57,9 €/MWh. Un seul projet éolien terrestre a été déposé mais n’a pas reçu l’adjudication.

En conclusion dans les deux appels d´offres de 2018,  les projets de centrales solaires photovoltaïques au sol se sont avérées plus compétitifs que les projets éoliens.

Une raison possible est la non-application du facteur de qualité en fonction du site réel et du rendement du type d’éolienne prévue comme dans les appels d´offres purement « éolien terrestre ».

Sans application du malus mentionné plus haut, seul un projet éolien de l´appel d´offres d´avril 2018 aurait eu une adjudication.

Conclusion

La figure 3 résume les résultats des appels d´offres 2017 et 2018. Les valeurs indiquées correspondent aux montants le plus bas et le plus élevé retenus pour chaque technologie. Pour la biomasse le montant moyen d´adjudication, pondérée en fonction des volumes 2017 et 2018, est indiqué.

resultats AO 2017_2018 valeur min max
Figure 3 : Résultats des appels d´offres 2017 et 2018 – Montants le plus bas et le plus élevés retenus

L´introduction des appels d´offres a eu un effet important sur le tarif de soutien des énergies renouvelables. Le solaire (photovoltaïque au sol) démontre sa compétitivité par rapport aux autres technologies et en particulier par rapport à l ´éolien terrestre. Les appels d´offres bi-technologies combinant solaire et éolien terrestre ont confirmé cette tendance.

L´abolition des privilèges des sociétés de citoyens pour l´éolien terrestre a réduit l´intensité concurrentielle et par conséquent augmenté le montant moyen d´adjudication en 2018. L´agence fédérale des réseaux a fixé le montant maximal autorisé à 62 €/MWh pour 2019 (63 €/MWh en 2018). L´objectif est d´inciter l´intensité concurrentielle et en même temps de fixer un plafond au montant d´adjudication /8/.

Par rapport aux tarifs de soutien très confortables fixés par l´État (tarif d´achat de départ de 139 à194 €/MWh) dont bénéficient les éoliennes offshore mises en service entre 2015 et 2020, les deux appels d´offres pour les projets éoliens offshore dont la mise en service est prévue à partir de 2021 ont conduit à une large gamme de tarifs de soutien retenus allant de 0 €/MWh à 98,3 €/MWh.

Les coûts de raccordement des éoliennes off-shore au réseau ne sont pas publiés officiellement par les gestionnaires de réseaux. Néanmoins, il existe des estimations. Selon une publication récente de OECD/NEA /5/ les coûts de raccordement moyens lissés sur plusieurs pays serait de 20 $/MWh (~ 18 €/MWh). Le Think Tank AGORA Energiewende évalue les coûts pour l´Allemagne à 30 €/MWh /6/.

Selon le bureau d´ingénierie Fichtner,  le coût total de raccordement du parc éolien DolWin3  (900 MW) en mer du nord serait de 1900 M€ /7/. Supposons un taux d´intérêt de 4% sur 20 ans, on obtient ainsi une annuité constante de 139,8 M€ par an soit environ 31 €/MWh pour le raccordement au réseau sous l´hypothèse de 5000 heures de fonctionnement à pleine charge.

La biomasse avec un montant moyen d´adjudication, pondérée en fonction des volumes 2017 et 2018 de 147,3 €/MWh est la plus couteuse. En revanche il s´agit d´un moyen pilotable contrairement aux énergies fatales (solaire et éolien) qui nécessitent toujours des technologies complémentaires soit le stockage d’électricité de masse, encore largement hors de portée, soit des capacités de centrales conventionnelles backup pour assurer la sécurité d´approvisionnement.

Donc pour une comparaison des coûts entre les moyens de production pilotables et de production intermittentes, il faut aussi tenir compte des coûts d´intégration au système électrique. Ce sujet dépasse le cadre de cet article. Pour plus d´information voir à titre d´exemple les publications /5/ et /6/.

Références

/1/ voir « Énergies renouvelables : de nombreux défis », chapitre  » Dispositifs de soutien EEG 2017″ , Énergies renouvelables : de nombreux défis

/2/ Bundesnetzagentur : Rapport Monitoring 2018, 21.11.2018, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2018/Monitoringbericht_Energie2018.pdf?__blob=publicationFile&v=3

/3/ voir BLOG « Retour d´expérience des appels d´offres d´éolien terrestre en 2017 », Retour d´expérience des appels d´offres de l´éolien terrestre en 2017 (Mise à jour du 8 juin 2018)

/4/ voir BLOG « Résultats du 2ème appel d´offres éolien mer en Allemagne – fin du tarif de soutien dans l´avenir ? », Résultats du 2ème appel d´offres éolien mer en Allemagne – fin du tarif de soutien dans l´avenir ?

/5/ OECD / Nuclear Energy Agency (NEA) : « The Full Costs of Electricity Provision – Extended Summary », Rapport N° 7437, 29.10.2018, http://www.oecd-nea.org/ndd/pubs/2018/7437-full-costs-sum-2018.pdf

/6/ AGORA Energiewende . « The Integration Costs of Wind and Solar Power – An Overview of the Debate on the Effects of Adding Wind and Solar Photovoltaic into Power Systems « , 12/2015, https://www.agora-energiewende.de/fileadmin2/Projekte/2014/integrationskosten-wind-pv/Agora_Integration_Cost_Wind_PV_web.pdf

/7/ Fichtner . « Beschleunigungs- und Kostensenkungspotenziale bei HGÜ – Offshore -Netzanbindungsprojekten », Juin 2016, https://www.offshore-stiftung.de/sites/offshorelink.de/files/documents/Studie_Beschleunigungs-%20und%20Kostensenkungspotenziale%20bei%20HG%C3%9C-Offshore-Netzanbindungsprojekten_Kurzfassung_0.pdf

/8/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 30.11.2018 : Höchstwert für Ausschreibungen für Wind an Land 2019 festgelegt », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2018/20181130_Ausschreibungen.pdf?__blob=publicationFile&v=2

 

Retour d´expérience du deuxième appel d’offres bi-technologies combinant solaire et éolien terrestre

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  • Lors du premier appel d’offres bi-technologies en avril 2018, seules des offres « photovoltaïque »  ont été retenues pour  l’intégralité du volume de 210 MW /1/.
  • Ce scénario s´est reproduit au deuxième appel d´offres. Les projets photovoltaïques ont à nouveau remporté l’intégralité des 201 MW en jeu /2/.
  • Ces résultats rejoignent ceux de la France. Le ministère de la Transition écologique et solidaire a annoncé le 6.11.2018 avoir sélectionné les projets de centrales solaires photovoltaïques d´un volume de 200 MW, plus compétitifs que les projets éoliens déposés, dans le cadre de l’appel d’offres bi-technologies pour les énergies renouvelables /3/.

L’agence fédérale allemande des réseaux (Bundesnetzagentur) avait lancé, le 17 septembre, le 2° appel d’offres bi-technologies (éolien/solaire) pour une capacité totale de 200 MW/4/.

Les résultats publiés le 19.11.2018 sont sans appel. Seules des offres « photovoltaïque » ont été retenues pour un volume de 201 MW avec une valeur de référence moyenne de 5,27 c€/kWh. Un seul projet éolien a été déposé mais n’a pas reçu l’adjudication compte tenu du dépassement de la valeur de référence maximale autorisée de 8,75 c€/kWh /4/.

Les offres retenues varient entre 4,65 c€/kWh et 5,79 c€/kWh. Dix projets pour un volume total de 65 MW seront réalisés en Brandebourg. La valeur de référence moyenne du dernier appel d´offres bi-technologies en avril 2018 était avec 4,67 c€/kWh légèrement inférieure /1/.

Les projets lauréats de l´appel d’offres de novembre 2018 en France pour un volume de 200 MW  valoriseront l’électricité produite à une valeur de référence moyenne de 5,49 c€/kWh, donc légèrement plus élevée qu´en Allemagne.

Selon  M. François de Rugy, Ministre de la Transition écologique et solidaire, le résultat de l´appel d’offres démontre la nécessité de développer un mix électrique renouvelable équilibré et diversifié grâce à des appels d’offres permettant de jouer la complémentarité des énergies.

L´Allemagne avait prévu des appels d´offres bi-technologies deux fois par an, de façon expérimentale pour une puissance de 200 MW afin d’en identifier les bénéfices et les inconvénients. Les 2 appels d´offres réalisés en 2018 en Allemagne – comme celui en France –  peuvent être considérés dans les faits comme des appels d´offres pour des centrales solaires photovoltaïques.

Cela pose donc la question de la pertinence des appels d´offres bi-technologies.

Références

/1/ Retour d´expérience du premier appel d’offres combinant solaire et éolien, https://allemagne-energies.com/2018/04/13/retour-dexperience-du-premier-appel-doffres-combinant-solaire-et-eolien/

/2/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 19.11.2018 : « Ergebnisse der zweiten gemeinsamen Ausschreibung von Wind- und Solaranlagen », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2018/20181119_gema18-2.pdf;jsessionid=CABD208E9B5DB613ADFEF5D042EF1F11?__blob=publicationFile&v=2

/3/ Ministère de la Transition écologique et solidaire, communiqué de presse du 6.11.2018 :  « Appel d’offres mettant en concurrence les projets solaires et éoliens : François de Rugy désigne les lauréats pour 200MW de projets solaires », https://www.connaissancedesenergies.org/sites/default/files/pdf-actualites/2018.11.06_cp_fdr_appel_d_offre.pdf

/4/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 17.09.2018 :  « Bundesnetzagentur startet zweite gemeinsame Ausschreibungsrunde für Windenergieanlagen an Land und Solaranlagen », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2018/20180917_GEMA.pdf?__blob=publicationFile&v=2