Allemagne : la sélection d´un site de stockage définitif des déchets radioactifs de haute et moyenne activité et à vie longue renvoyée aux calendes grecques

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L´Office Fédéral pour la sûreté de la gestion des déchets radioactifs (Bundesamt für die Sicherheit der nuklearen Entsorgung – BASE) a annoncé le 14 novembre 2022 /1/ que l´objectif de 2031, fixé par la Loi pour la sélection du site de stockage définitif des déchets radioactifs de haute et moyenne activité et à vie longue, sera reporté à 2046 – 2068.

Après la sélection du site de stockage, BASE estime que, compte tenu du temps nécessaire (de l´ordre de 20 ans) pour la construction et la réalisation des essais de démarrage, l´autorisation de mise en service et donc la descente du premier colis se décale vers un horizon de 2066 à 2088.

Ehemaliges Erkundungsbergwerk Gorleben
Laboratoire souterrain de recherche dans le dôme de sel de Gorleben/source dpa

Pour les déchets radioactifs dépassant le seuil de libération le concept allemand repose sur des lieux différents de stockage final /2/ :

  • Plusieurs sites pour le stockage de déchets de faible et moyenne activité et à vie courte « FMA – VC » (déchets d‘exploitation et de démantèlement des centrales dégageant très peu de chaleur)
  • Un site pour le stockage de déchets de haute et moyenne activité et à vie longue « HA et MA – VL » (combustibles irradiés, déchets vitrifiés de retraitement dégageant de la chaleur)

Les deux sites existants de stockage de déchets de faible et moyenne activité et à vie courte, les anciennes mines de sel d´Asse et de Morsleben, sont clos et n´accueillent plus de déchets.

Dans l´avenir ces déchets seront stockés définitivement dans l´ancienne mine de fer de Konrad, proche de Salzgitter (Basse-Saxe). La mise en service est prévue en 2027. Konrad devrait dans un premier temps accueillir environ 303 000 m³ de déchets de faible et moyenne activité et à vie courte /3/.

Concernant le stockage définitif des déchets de haute et moyenne activité et à vie longue, la situation reste en attente de la sélection d´un nouveau site de stockage.

Le site de référence était initialement le dôme de sel de Gorleben, situé au nord-est de la Basse-Saxe, en exploration depuis 1979.  Cependant, le gouvernement a décidé en 2011 de reprendre à zéro la recherche d´un site en raison des critiques sur le processus de sélection de Gorleben. Le laboratoire souterrain de recherche de Gorleben sera fermé définitivement.

L´Office Fédéral pour la sûreté de la gestion des déchets radioactifs (BASE) a annoncé le 14 novembre 2022 /1/ que l´objectif de 2031, fixé par la Loi pour la sélection du site de stockage définitif des déchets radioactifs de haute et moyenne activité et à vie longue, sera reporté vers 2046 à 2068. La raison énoncée : la procédure ne pourra pas être achevée d´ici 2031, compte tenu des exigences élevées liées au choix du site offrant la meilleure sûreté possible.

Après la sélection du site de stockage, BASE estime que, compte tenu du temps nécessaire (de l´ordre de 20 ans) pour la construction et la réalisation des essais de démarrage, l´autorisation de mise en service, et donc la descente du premier colis, se décale vers un horizon 2066 à 2088.

En attendant la mise à disposition d´un site de stockage définitif, les assemblages usés sont stockés à sec dans des conteneurs CASTOR dans des halls de stockage (voir figure) construits sur des sites nucléaires et les centres de stockage provisoire de Gorleben et Ahaus.

Ils ont une autorisation d´exploitation de 40 ans, c´est-à dire généralement jusqu´au milieu des années 2040.

Fig 5 Hall Castor
Figure : hall de stockage pour conteneurs CASTOR

Conclusion : la date de mise en service finale d´un site de stockage pour les déchets de haute et moyenne activité et à vie longue est donc renvoyée aux calendes grecques et devenue une tâche de générations.

Références

/1/ BASE (2022) Zum Zeitplan der Endlagersuche. Communiqué du 14 novembre 2022. BASE – Bundesamt für die Sicherheit der nuklearen Entsorgung. En ligne : https://www.base.bund.de/SharedDocs/Kurzmeldungen/BASE/DE/2022/zeitplan-endlagersuche.html.

/2/ Allemagne-Energies Historique de la sortie du nucléaire, en ligne : https://allemagne-energies.com/sortie-du-nucleaire/

/3/ BGE (2022) Endlager Konrad, BGE – Bundesgesellschaft für Endlagerung, en ligne : https://www.bge.de/de/konrad/

Le développement de l´éolien terrestre ne décolle pas

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Le Ministère Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat (BMWK) a publié fin octobre le rapport 2022 du Comité de Coopération entre l´État fédéral et les régions (Länder) sur le développement des énergies renouvelables /1/. Ce rapport met en évidence des problèmes flagrants notamment pour le développement de l´éolien terrestre.

Le gouvernement veut doubler la puissance actuellement installée pour atteindre 115 GW à l´horizon de 2030. Mais malgré la crise énergétique, le développement ne décolle pas. Compte tenu de la lourdeur des démarches administratives et de la détérioration des conditions financières, due à la flambée des prix des matières premières et la hausse des taux d´intérêt, de nombreux investisseurs hésitent à s´engager sur la construction d´un parc éolien.

Selon le président de la Fédération de l´Énergie Éolienne (BWE) /2/, le rapport devrait servir de rappel à l´ordre. Les résultats sont inquiétants : le développement avance si lentement que les objectifs fixés par le gouvernement sont en danger.  

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Parc éolien de Krusemark-Ellingen en Saxe-Anhalt : mis en service en avril 2022 après remplacement de 15 éoliennes (puissance totale 15,7 MW) par 6 éoliennes (puissance totale 19,8 MW) dans le cadre du repowering /source RWE

Le développement des énergies renouvelables présente des dynamiques différentes. Alors que jusqu´à maintenant le développement du photovoltaïque suit à peu près le rythme voulu /3/, le développement des éoliennes terrestres reste à un niveau toujours faible.

Le parc éolien terrestre s´élève à environ 56,1 GW fin 2021. Pour atteindre l´objectif du gouvernement de 115 GW d´ici 2030 il faudrait, après une phase de démarrage, un ajout annuel de 10 GW à partir de 2025, cf. figure 1.

Fig 1 Zubau 2030 Wind Land
Figure 1 : développement de la puissance nette installée de l´éolien terrestre depuis 2015 et ajout annuel moyen entre 2022 et 2030 (scénario pour 600 TWh d´électricité produite à partir des énergies renouvelables en 2030)

En 2024, une puissance de 69 GW est visée selon la dernière modification de la Loi sur les énergies renouvelables (EEG 2023). Cela signifie, en partant du parc installé fin 2021, un ajout moyen net entre 2022 et 2024 de près de 4 GW par an.

Au cours du premier semestre 2022, 977 MW ont été installés, soit un volume à peu près équivalent à celui du premier semestre 2021. En contrepartie, 99 MW ont été mis hors service. L´ajout net au premier semestre 2022 s´élève donc à 878 MW /4/.

Fin juin 2022, le parc comptait environ 28300 éoliennes d´une puissance totale installée de presque 57 GW.  Sur la base du rythme actuel de réalisation et du nombre de projets déjà adjudiqués mais pas encore réalisés, l´ajout supplémentaire ne devrait pas atteindre les 3 GW d´ici fin 2022.

En 2023, l´objectif d´un ajout de 5 GW supplémentaires ne sera probablement pas non plus atteint, car plusieurs séries d´appels d´offres ont été sous-souscrites dans le passé.

Le volume mis aux enchères est loin d´être atteint en 2022

L´Agence Fédérale des Réseaux a effectué trois appels d´offres d´éolien terrestre en 2022 /5/.  Les résultats confirment le développement préoccupant concernant les volumes offerts et attribués. En effet, le volume mis aux enchères est loin d´être atteint. Deux des trois appels d´offres ont été sous-souscrits (voir figure 2). Faute de soumissionnaires seuls 3035 MW des 3968 MW mis aux enchères, soit 76,5% ont été attribués. En outre l´écart entre le nord et le sud de l´Allemagne s´accentue de plus en plus. La Bavière et le Bade-Wurtemberg sont aux derniers rangs quant au développement de l´éolien terrestre.

On peut s´attendre à ce que le quatrième appel d´offres prévu en décembre 2022 soit à nouveau sous-souscrit.

Fig 2 AO Eolien
Figure 2 : volumes (en MW) des appels d´offres d´éolien terrestre en 2022

C´est un coup dur pour les objectifs de la transition énergétique du gouvernement. Dans la crise énergétique actuelle, où « chaque kilowattheure compte » selon le Ministre Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat, le développement de l´éolien terrestre ne décolle pas.

Raisons du manque de dynamisme

Inquiétude des investisseurs

La flambée des prix des matières premières suite à la guerre en Ukraine ainsi que l´ augmentation des coûts de financement due à la hausse des taux d´intérêt ont un impact sensible sur le développement des énergies renouvelables.

Les investisseurs sont si peu rassurés qu´ils ne s´inscrivent même pas aux procédures d´enchères. La raison de cette réticence : celui qui obtient une adjudication doit mettre le parc éolien en service dans un délai de 2 ans. Une pénalité est due en cas de dépassement.

Comme il s´écoule souvent plus de 2 ans entre l´attribution du marché par l´Agence Fédérale des Réseaux et la mise en service du parc éolien, les investisseurs craignent que les coûts de construction explosent entre-temps et qu´ils ne soient plus couverts par la rémunération attribuée. Ils risquent alors de réaliser une opération déficitaire.

La Fédération de l´Énergie Éolienne (BWE) rend les modalités de l´appel d´offres responsables de cette situation insatisfaisante. En effet, les participants aux appels d´offres doivent respecter la limite maximale de la rémunération de référence de 58,80 €/MWh actuellement imposée par l´Agence Fédérale des Réseaux. Cette limite date toutefois d´une époque où les prix des matières premières étaient encore relativement stables.

Selon l´Association Fédérale de l´Économie Énergétique et des Eaux (BDEW) le législateur devrait réagir et rehausser, au moins de manière transitoire, la limite maximale de la rémunération de référence /6/.

Lourdeur des procédures administratives

Depuis 2017, environ 15,2 GW ont été attribués dans le cadre des appels d´offres. A la fin du premier semestre 2022, environ un tiers (5,4 GW) a pu être réalisé /4/.

Si l´on définit la durée de la procédure d´autorisation à partir du dépôt initial de la demande auprès de l´organisme chargé de délivrer les autorisations, la durée moyenne de la procédure est supérieure à deux ans /1/. En Hesse, les procédures atteignent même une moyenne de presque 57 mois. Environ 17 % des installations autorisées ont fait l´objet d´une plainte, et même 48 % en Mecklembourg-Poméranie occidentale et en Hesse.

La nouvelle législation adoptée mi-2022 intervient trop tard

Le paquet législatif final visant à accélérer le développement des énergies renouvelables a été adopté mi-2022 /3/. La mesure phare est la modification de la Loi sur les Énergies Renouvelables du secteur électrique (EEG 2023), validant un approvisionnement en électricité de 80% en énergies renouvelables en 2030 et quasi climatiquement neutre en 2035. Comme étape intermédiaire une puissance totale installée de 360 GW (éolien et photovoltaïque) est prévue d´ici 2030.

Pour y arriver une simplification des démarches administratives et l´attribution de superficies supplémentaires pour le développement éolien ont été nécessaires. C´est pour cela qu´un paquet de mesures a été adopté /3/. Dans ce cadre, la loi sur l´Éolien Terrestre (Wind-an-Land-Gesetz, WaLG) et des modifications de la Loi Fédérale sur la Protection de la Nature ont été adoptées.

Le développement des énergies renouvelables est maintenant « d´intérêt public prépondérant et sert la sécurité publique ». Des dérogations relatives à la protection de la biodiversité et aux espèces protégées ont été adoptées. A l´avenir, la construction des éoliennes sera aussi autorisée dans des zones protégées. Seuls les territoires bénéficiant du plus haut niveau de protection ne pourront pas être aménagés.

Actuellement une superficie du territoire d´environ 0,8% est réservée aux éoliennes terrestres. Pour pouvoir installer une puissance de 160 GW (objectif 2040), la superficie réservée sera augmentée à 2% du territoire allemand à l´horizon de fin 2032 avec un objectif intermédiaire de 1,4% fin 2027.

Selon l´Association Fédérale de l´Économie Énergétique et des Eaux (BDEW) /6/ les lois adoptées l´été 2022 doivent être révisées, afin de parvenir à une réelle accélération des procédures administratives et une attribution plus rapide des superficies supplémentaires.

Cela concerne notamment la Loi sur l´Éolien Terrestre /3/. Le premier objectif contraignant de l´augmentation de la superficie du territoire à 1,4% d´ici fin 2027 intervient beaucoup trop tard pour soutenir l´objectif de développement de 2030.

Références

/1/ BMWk (2022) Zweiter Bericht des Bund-Länder- Kooperationsausschusses zum Stand des Ausbaus der erneuerbaren Energien veröffentlicht, Communiqué de presse du 28.10.2022, Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK), en ligne : https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2022/10/20221028-zweiter-bericht-des-bund-lander-kooperationsausschusses-zum-stand-des-ausbaus-der-erneuerbaren-energien-veroffentlicht.html?view=renderNewsletterHtml

/2/ BWE (2022) Alarmstufe gelb für den Ausbau der Windenergie, Communiqué de presse du 28.10.2022, Bundesverband WindEnergie (BWE), en ligne : https://www.wind-energie.de/presse/pressemitteilungen/detail/alarmstufe-gelb-fuer-den-ausbau-der-windenergie/

/3/ Allemagne-Energies (2022) Énergies renouvelables : de nombreux défis, en ligne : https://allemagne-energies.com/energies-renouvelables/

/4/ Deutsche WindGuard (2022) Windenergie-Statistik: Windenergie-Ausbau in Deutschland. Deutsche WindGuard GmbH. En ligne : https://www.windguard.de/windenergiestatistik.html.

/5/ BNetzA (2022) Ausschreibungen für EE- und KWK-Anlagen, Ausschreibungen 2022, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Ausschreibungen/start.html

/6/ BDEW (2022) „Gebothöchstwerte für Erneuerbare müssen an aktuelle Kostensteigerungen angepasst werden“ , Communiqué de Presse du 12.10.2022, en ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/gebothoechstwerte-fuer-erneuerbare-muessen-an-aktuelle-kostensteigerungen-angepasst-werden/

Prolongation des trois dernières centrales nucléaires allemandes sur décision du Chancelier – Modification de la Loi Atomique adoptée par le conseil des ministres

Texte mis à jour le 11.11.2022

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Après des semaines de polémique, le Chancelier Olaf Scholz a fait entendre sa voix : il a ordonné le 17 octobre 2022 aux ministres compétents de présenter les bases légales permettant la prolongation des trois centrales nucléaires encore en service au-delà du 31 décembre 2022, mais au plus tard jusqu´au 15 avril 2023.

Fin septembre 2022, le Ministre Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat, Robert Habeck, s´était mis d´accord avec les exploitants sur le concept de la poursuite éventuelle du fonctionnement de deux de leurs trois centrales nucléaires soit Isar 2 et Neckarwestheim 2 après fin 2022. Une prolongation de la centrale d´Emsland au-delà du 31 décembre 2022 n´a pas été prévue.

Afin de mettre en œuvre la directive du Chancelier et rendre juridiquement possible un fonctionnement des trois centrales au-delà de 2022, le cabinet des ministres a adopté le 19 octobre 2022 une modification de la Loi Atomique (Atomgesetz). Le parlement (Bundestag) a donné son feu vert le 11 novembre 2022.

Face à la pénurie de gaz, l´hiver 2023/24 sera probablement encore difficile en termes d´approvisionnement en électricité, mais la position profondément anti-nucléaire des Verts, qui font partie de la coalition gouvernementale, rendra un nouveau débat sur la prolongation des centrales au-delà du 15 avril 2023 peu probable.

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Centrale nucléaire d´Emsland (au premier plan) près de Lingen en Basse Saxe, réacteur à eau pressurisée, puissance électrique nette 1335 MW, mise en service 1988 / source RWE

En vertu de sa compétence en matière de directives, le Chancelier Olaf Scholz a ordonné le 17 octobre 2022 de créer la base légale permettant la prolongation non pas de deux centrales comme annoncé en septembre par Robert Habeck, le Ministre Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat /2/, mais des trois dernières centrales nucléaires (Isar 2 en Bavière, Neckarwestheim 2 en Bade-Wurtemberg et Emsland en Basse Saxe) au-delà du 31 décembre 2022.  Elles ne seront plus mises en « réserve ultime » début 2023 en attendant une réactivation en cas de demande, comme initialement prévu par le Ministre Habeck, mais fonctionneront en continu en régime de prolongation de cycle jusqu´à épuisement du combustible et ce jusqu´au 15 avril 2023 au plus tard.

Il a adressé une lettre dans ce sens au Ministre de l´Économie et de la Protection du Climat, Robert Habeck (les Verts), à la Ministre de l´Environnement, Steffi Lemke (les Verts), et au Ministre des Finances Christian Lindner (les Libéraux) qui font tous partie de la coalition gouvernementale /1/.

La décision du Chancelier social-démocrate met fin au bras de fer entre les Verts et les Libéraux sur la question du maintien au réseau des centrales nucléaires /2/.

Projet de modification de la loi Atomique adopté par le conseil des ministres

Afin de rendre juridiquement possible une prolongation des trois centrales nucléaires au-delà de 2022 et jusqu´au 15 avril 2023, le cabinet des ministres a adopté le 19 octobre 2022 le projet de modification de la Loi Atomique (Atomgesetz) laquelle prévoit dans sa version actuelle la sortie définitive du nucléaire fin 2022 /3/.

Les raisons évoquées pour la prolongation sont la pénurie actuelle de gaz, un développement insuffisant des éoliennes et du réseau électrique dans le sud de l´Allemagne, la sécheresse, l´étiage et surtout la disponibilité réduite du parc nucléaire français l´hiver prochain.

Le projet de modification de la Loi stipule que seuls les assemblages combustibles encore disponibles dans chaque centrale seront utilisés pour la poursuite de l´exploitation. Un rechargement de combustibles neufs n´est pas autorisé. Selon le projet de modification de la Loi Atomique, les trois centrales cesseront leur fonctionnement au 15 avril 2023 au plus tard.

L´État ne prendra pas en charge les coûts liés à la prolongation de fonctionnement des centrales. En raison de la brièveté de la période de fonctionnement supplémentaire, une nouvelle étude probabiliste de sûreté (en anglais : Probabilistic Safety Assessment ou PSA) ne serait pas nécessaire. La surveillance des centrales est assurée en permanence par les autorités de sûreté étatiques sur la base de la législation en vigueur.

Sans rechargement de combustibles neufs, les trois centrales pourront fournir environ 5 TWh d´électricité d´ici mi-avril 2023. Ceci permettra de réduire la production d´électricité à partir du gaz l´hiver 2022/23.

L´usure des cœurs des réacteurs étant optimisée pour l´objectif fin 2022, les exploitants doivent prendre des mesures supplémentaires afin de conserver une réactivité suffisante pour un fonctionnement en stretch-out (pilotage en prolongation de cycle) jusqu´à mi-avril 2023.

La centrale d´Isar 2 pourrait continuer à fonctionner avec son cœur actuel jusqu´à début mars 2023. La puissance de la centrale passerait de 95% à 50% de la puissance nominale et produirait environ 2 TWh d´électricité. Pour éviter en 2023 une interruption éventuelle du fonctionnement du réacteur avec faible réactivité du cœur, la centrale a été arrêtée environ une semaine en octobre 2022 pour l´élimination des fuites internes des soupapes du pressuriseur. L´exploitation se poursuit à nouveau jusqu´à épuisement du combustible, probablement en mars 2023.

La centrale de Neckarwestheim 2 sera arrêtée le 31 décembre 2022 pour un rechargement partiel du cœur avec du combustible provenant de la piscine de stockage du combustible usagé (durée de l´arrêt environ deux à trois semaines). A l´issue de cet arrêt, la centrale pourra fonctionner jusqu´au 15 avril 2023. La puissance diminuerait d´initialement 70% à 55% de la puissance nominale et la centrale produirait environ 1,7 TWh d´électricité.

La centrale d´Emsland sera, selon l´information actuelle, arrêtée deux semaines en janvier 2023 afin de reconfigurer le cœur avec des combustibles provenant de la piscine de stockage du combustible usagé. Ensuite la centrale pourra poursuivre son exploitation jusqu’au 15 avril 2023. La production totale d´électricité pourrait atteindre environ 1,7 TWh en 2023.

Le parlement (Bundestag) a donné son approbation au projet de modification de la Loi Atomique le 11 novembre 2022 /6/. Un projet de Loi de l´opposition (Union des chrétiens démocrates/Union des chrétiens sociaux) a été rejeté. Ce projet aurait prévu la prolongation des centrales nucléaires au moins jusqu´à fin 2024 et l´acquisition de combustible neuf, avec une clause de révision pour une poursuite éventuelle d´une exploitation au-delà de fin 2024.

Une prolongation du nucléaire au-delà de mi-avril 2023 actuellement exclue 

Le projet de Loi voté par le parlement le 11 novembre 2022 exclut une prolongation au-delà de mi-avril 2023 et l´approvisionnement de combustible neuf.

Le Ministre de l´Économie, Robert Habeck (les Verts), estime que la situation d´approvisionnement d´énergie de l´Allemagne sera meilleure l´hiver 2023/24. Il place son espoir sur la mise en service des terminaux d´importation de gaz naturel liquéfié, le renforcement du réseau électrique et l´augmentation de la capacité de production d´électricité grâce à l´accélération du développement des énergies renouvelables.

En revanche, en l´absence de fourniture de gaz russe, la situation d´approvisionnement en électricité devrait encore être tendue l´hiver 2023/24. C´est pour cela que le gouvernement avait déjà décidé la prolongation ou la réactivation des centrales à houille, lignite et fioul en réserve jusqu´au printemps 2024, tout en maintenant l´objectif de l´abandon du charbon d´ici 2030 /4/.

D´autres moyens pilotables de production d´électricité, disponibles à court terme, et pouvant remplacer les trois centrales nucléaires existantes, ne sont pas en vue.

La Fédération de l´Industrie Allemande (BDI) avait salué dans son communiqué de presse du 18 octobre 2022 /5/ la prolongation des trois centrales nucléaires : il s´agit d´une « décision juste et attendue » du Chancelier.

Selon le BDI, dans la situation actuelle, chaque kilowattheure compte. Le pragmatisme plutôt que l´idéologie est le mot d´ordre du moment pour permettre à l´Allemagne de traverser cette crise énergétique en toute sécurité, sans bouleversements sociaux ni dommages graves sur l´économie. La nécessité de poursuivre le fonctionnement des centrales nucléaires au-delà du mois d´avril doit être discutée ouvertement et objectivement en fonction de la situation de l´approvisionnement énergétique et des prix de l´énergie au printemps 2023.

Mais du point de vue actuel, un nouveau débat sur la prolongation des centrales nucléaires après le 15 avril 2023 semble peu probable compte tenu de la position profondément anti-nucléaire des Verts, qui font partie de la coalition gouvernementale et en l´absence d´approvisionnement de combustible neuf.

Références

/1/ Tagesschau (2022) Première chaîne de télévision allemande : Ampel-Streit – Scholz will Betrieb von drei AKW verlängern, émission télévisée du 17 octobre 2022, en ligne : https://www.tagesschau.de/inland/innenpolitik/scholz-anordnung-weiterbetrieb-akw-101.html

/2/ Allemagne-Energies (2022) Résultat du deuxième test de résistance – Deux centrales nucléaires « prolongées » jusqu´à mi-avril 2023, en ligne : https://allemagne-energies.com/2022/09/07/resultat-du-deuxieme-test-de-resistance-deux-centrales-nucleaires-prolongees-jusqua-mi-avril-2023/

/3/ BMWK (2022) Kabinett beschließt Novelle des Atomgesetzes, Communiqué de presse commune du 19 octobre 2022, en ligne : https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2022/10/20221019-kabinett-beschliesst-novelle-des-atomgesetzes.html?view=renderNewsletterHtml

/4/ Allemagne-Energies (2022) Retour au charbon dans la production électrique pour baisser la consommation de gaz, en ligne : https://allemagne-energies.com/2022/06/11/retour-au-charbon-dans-la-production-electrique-pour-baisser-la-consommation-de-gaz/

/5/ BDI (2022) Entscheidung zum Weiterbetrieb aller drei Kernkraftwerke: „Richtige und überfällige Entscheidung“, Communiqué de presse du 18 octobre 2022, en ligne : https://bdi.eu/#/artikel/news/entscheidung-zum-weiterbetrieb-aller-drei-kernkraftwerke-richtige-und-ueberfaellige-entscheidung/

/6/ Deutscher Bundestag (2022) Bundestag beschließt AKW-Laufzeitverlängerung bis Mitte April 2023, en ligne : https://www.bundestag.de/dokumente/textarchiv/2022/kw45-de-atomgesetz-freitag-917474

Résultat du deuxième test de résistance – Deux centrales nucléaires « prolongées » jusqu´à mi-avril 2023

Le Chancelier Olaf Scholz a annoncé le 17 octobre 2022 la prolongation non pas de deux réacteurs comme annoncé fin septembre 2022 mais des trois dernières centrales jusqu´au printemps 2023. La version révisée du texte se trouve ici.

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Texte mis à jour le 30.09.2022

Suite au résultat du deuxième test de résistance /1/ il a été prévu que deux des trois tranches nucléaires encore en service en Allemagne, Isar 2 en Bavière et Neckarwestheim 2 en Bade-Wurtemberg serait maintenues en veille comme « réserve ultime » jusqu´à mi-avril 2023. La centrale nucléaire d´Emsland sera arrêtée définitivement le 31 décembre 2022.

La faisabilité technique et organisationnelle du concept de la « réserve ultime » a été remise en question par les exploitants. Les centrales nucléaires ne sont pas conçues comme « centrales de réserve » pouvant être activées et désactivées de manière rapide.

Selon le communiqué de presse du 27 septembre 2022 /7/, le Ministre Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat, Robert Habeck, s´est mis d´accord avec les exploitants sur le concept de la poursuite éventuelle du fonctionnement des deux centrales. Les exploitants vont dès à présent mettre en place tout ce qui est nécessaire pour que les centrales puissent continuer à être exploitées jusqu´au 15 avril 2023 au plus tard même si une décision finale sur leur fonctionnement au-delà de 2022 ne sera prise que début décembre.

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Centrale nucléaire de Neckarwestheim dans l´arrondissement d´Heilbronn (Bade-Wurtemberg), tranche 2 au premier plan. Source : EnBW Kernkraft GmbH (EnKK)

Compte tenu de la réduction de l´approvisionnement en gaz russe, les inquiétudes grandissent quant au passage de l´hiver 2022/23. Le Ministère de l´Économie et de la Protection du Climat a fait réaliser un « nouveau test de résistance » pour la sécurité de l´approvisionnement en électricité dans des conditions plus difficiles entraînant un cumul des risques. La question de la poursuite éventuelle de l´exploitation des centrales nucléaires a été également réévaluée à la lumière des résultats. Un examen antérieur, réalisé en mars 2022, avait exclu la prolongation de leur durée de fonctionnement /2/.

Résultat du deuxième test de résistance

Les quatre gestionnaires de réseau de transport allemands ont présenté le 5 septembre 2022 les résultats du deuxième test de résistance /1/.  Par rapport au premier test de mai 2022, les hypothèses pour les trois scénarios étudiés ont été considérablement durcies.

Il s´agit entre autres d´hypothèses sur :

  • l´étiage des cours d´eau qui alimentent les centrales à charbon, suite à la sècheresse estivale
  • la disponibilité du parc nucléaire français l´hiver prochain
  • la situation globalement tendue sur les marchés de l´énergie depuis la guerre en Ukraine

Le but était de répondre à deux questions essentielles : la quantité d´électricité disponible en Allemagne et dans les pays européens voisins est-elle suffisante pour répondre aux besoins ? Le réseau électrique reste-t-il stable dans ces conditions ?

Le test de résistance conclut qu´il est très improbable que le système électrique connaisse des situations de crise pendant plusieurs heures au cours de l´hiver 2022/23, sans toutefois exclure des situations difficiles. C´est pourquoi une série de mesures supplémentaires ont été recommandées afin d´éviter, même dans ces scénarios très improbables, des coupures du réseau. Certaines des mesures recommandées ont été déjà mises en œuvre ou sont en cours de mise en œuvre, par exemple le retour au charbon dans la production électrique pour baisser la consommation de gaz /2/.

Dans le but de sécuriser la production d´électricité dans le sud de l´Allemagne pendant l´hiver 2022/23, si nécessaire, deux des trois tranches nucléaires encore en service en Allemagne, Isar 2 en Bavière près de Munich et Neckarwestheim 2 près de Heilbronn en Bade-Wurtemberg resteront en « réserve ultime » jusqu´au 15 avril 2023 après cessation de leur exploitation régulière le 31 décembre 2022 /3/.

La centrale nucléaire d´Emsland sera arrêtée définitivement le 31 décembre 2022. Pour la région du nord de l´Allemagne d´autres instruments pourraient être utilisés, comme par exemple des centrales au fioul supplémentaires sous forme de centrales électriques flottantes appelées « Power-Barges ».

La recharge de combustibles neufs ne sera pas admise. Les centrales fonctionneront en stretch-out (pilotage en prolongation de cycle). Selon le ministère, les centrales nucléaires ne peuvent apporter qu´une contribution limitée dans des situations critiques. Si les trois centrales nucléaires usaient complètement leurs combustibles actuels, cela ne réduirait que très légèrement la production d´électricité dans les centrales à gaz en Allemagne, soit d´environ 0,9 TWh /1/.

Au premier semestre 2022, les trois dernières centrales nucléaires encore en service ont produit presque 7% de la production brute de l´électricité du pays, soit environ 17 TWh /4/.

Une prolongation au-delà de la mi-avril 2023 ou une réactivation de la réserve au cours de l´hiver 2023/2024 sont exclues « en raison de l´état de sûreté des centrales nucléaires et des considérations fondamentales sur les hauts risques du nucléaire » selon le Ministre Fédéral de l’Economie et de la Protection du climat, Robert Habeck.

Les annonces du Ministre et membre des Verts ont été accueillies diversement en Allemagne : approbation des Verts, prudence des Sociaux-Démocrates (SPD), critique des Libéraux (FDP) et de l´opposition Chrétienne-démocrate (CDU) et indignation des organisations environnementales.

Le FDP, qui fait partie de la coalition gouvernementale, avait auparavant demandé le maintien des centrales nucléaires au réseau.

Les Chrétiens-démocrates (CDU) auraient préféré une prolongation du nucléaire à pleine puissance d´au moins trois à quatre ans jusqu´à ce l´Allemagne sorte de la crise actuelle. Il ne faut toutefois pas oublier que c´est le gouvernement de Mme Merkel (CDU) qui avait décidé en 2011 la sortie accélérée du nucléaire d´ici 2022, suite à la frénésie médiatique provoquée par l´accident de Fukushima.

Critiques des exploitants nucléaires

La faisabilité technique et organisationnelle du concept de la « réserve ultime » a été remise en question par les exploitants. Le personnel nécessaire à une éventuelle remise en service devra être tenu à disposition. De plus les centrales nucléaires ne sont pas conçues comme « centrales de réserve » pouvant être activées et désactivées de manière rapide notamment en fin de cycle de fonctionnement.

Explication : Le projet du ministre prévoyait que les deux centrales seraient déconnectées du réseau fin 2022 et les réacteurs mis en « arrêt à froid » en attente d´une demande éventuelle de redémarrage. Selon les règles générales d´exploitation, le circuit primaire d´un réacteur en état « arrêt à froid » est plein d´eau borée. Mais un réacteur en fin de cycle (régime « stretch-out ») a besoin d´une concentration en bore proche de zéro pour le fonctionnement en puissance. De plus la manœuvrabilité du réacteur est très réduite. Pour un démarrage en fin de cycle il faut donc diluer la concentration en bore du circuit primaire par ajout d´eau déminéralisée. Avec un volume d´eau de plus de 300 m³ dans le circuit primaire, d´importantes quantités d´eau doivent être transformées et retraitées. Il faut au moins une semaine pour coupler la centrale nucléaire au réseau après demande.

Si l´on ajoute à cela les obstacles bureaucratiques prévus par le ministre Robert Habeck avant le feu vert pour le démarrage, deux semaines ou plus pourraient s´écouler. Il n´est donc guère possible de réagir à court terme à des situations critiques du réseau, comme par exemple des conditions météorologiques défavorables pour les énergies renouvelables intermittentes.

Mettre les centrales nucléaires en réserve ultime au lieu de les utiliser pour la production et ainsi atténuer l´explosion du prix de l´électricité et contribuer à la sécurité d´approvisionnement… Le sens de ce compromis de Robert Habeck a été difficile à comprendre. De là à supposer que les conditions de leur utilisation comme « réserve ultime » sont conçues de telle sorte que leur fonctionnement au-delà de 2022 soit peu probable…

Selon les experts de l´association nucléaire allemande, KernD (Kerntechnik Deutschland e.V.), la proposition de M. Habeck sur l´exploitation des centrales nucléaires ne conduit pas à la détente du marché de l´électricité et la faisabilité est douteuse. Des améliorations seraient nécessaires /6/.

Accord sur une éventuelle poursuite de l´exploitation de deux centrales nucléaires

Un accord avec les exploitants sur une éventuelle poursuite de l´exploitation des deux centrales a été trouvé selon le communiqué de presse du 27 septembre 2022 /7/ du Ministère Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat, mais l´incertitude demeure sur les modalités de la « réserve ultime ».

Les exploitants vont dès à présent mettre en place tout ce qui est nécessaire pour que les centrales puissent continuer à être exploitées jusqu´au 15 avril 2023 au plus tard.

Dans le communiqué de presse du 27 septembre 2022 le ministre Habeck s´est fortement appuyé sur la question de la disponibilité des centrales nucléaires françaises, qui pourrait s´avérer moins favorable qu´initialement prévu. Si la situation du nucléaire français évolue mal l´hiver prochain, la situation du système électrique allemand s´aggraverait.

Centrale Isar 2 en Bavière

Il est prévu que la centrale Isar 2 soit arrêtée en octobre 2022 pour la maintenance de la soupape du pressuriseur, pour fonctionner selon le régime initial prévu jusqu´à la fin de l´année, et ensuite, en cas de demande, en régime de « prolongation de cycle » jusqu´à épuisement du combustible. La puissance de la centrale passerait de 95 à 55% de la puissance nominale et produirait environ 2 TWh d´électricité. Un arrêt de tranche avec rechargement en combustible pour permettre un fonctionnement jusqu´au 15 avril n´est pas prévu en raison de sa durée (quatre à six semaines). La décision pour un fonctionnement de la centrale au-delà de fin décembre 2022 sera prise début décembre.

Centrale de Neckarwestheim 2 en Bade-Wurtemberg

La centrale de Neckarwestheim 2 sera déjà en phase de pilotage « prolongation de cycle » avant la fin de l’année.  Un rechargement partiel du cœur avec du combustible provenant de la piscine de stockage du combustible usagé sera prévu début 2023. Un arrêt de tranche complet pour maintenance n´est pas nécessaire, car un arrêt pour maintenance sans rechargement de combustibles a déjà été effectué en 2022. La centrale serait ensuite exploitée jusqu´au 15 avril 2023. La puissance diminuerait alors de 70 à 55% de la puissance nominale et produirait environ 1,7 TWh d’électricité. Une décision pour un fonctionnement de la centrale au-delà de fin décembre 2022 sera prise début décembre, mais devrait être réexaminée début janvier 2023.

Actions ultérieures

Afin de rendre juridiquement possible un fonctionnement au-delà de 2022, la Loi Atomique (Atomgesetz) et la Loi sur l´Énergie (Energiewirtschaftsgesetz) doivent être modifiées. Le cabinet des ministres doit adopter les projets de loi début octobre et le parlement (Bundestag) d´ici fin octobre 2022. Les exploitants mettent en œuvre toutes les mesures nécessaires pour permettre le fonctionnement de leurs centrales, même si une décision finale ne sera prise qu´en décembre. Les coûts d´une réserve ultime seront remboursés aux exploitants. En cas d´un fonctionnement en 2023, les recettes du marché de l´électricité seraient plafonnées selon les règles applicables aux producteurs d´électricité « inframarginaux » selon la décision adoptée par l´Union Européenne. Un contrat de droit public sera conclu avec les exploitants nucléaires.

L´accord ne prévoit pas un fonctionnement prolongé des centrales nucléaires au-delà d´avril 2023 en combinaison avec un rechargement de combustible neuf bien que le gouvernement fédéral estime qu´une situation critique d´approvisionnement en électricité serait encore à prévoir l´hiver 2023/24. L´effet bénéfique d´un fonctionnement prolongé des centrales nucléaires sur le prix du marché de l´électricité n´a pas non plus été abordé par le ministre Habeck lors de sa conférence de presse.

Références

/1/ BMWK (2022) Stresstest zum Stromsystem: BMWK stärkt Vorsorge zur Sicherung der Stromnetz-Stabilität im Winter 22/23, Communiqué de presse du 05.09.2022, en ligne : https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2022/09/20220905-stresstest-zum-stromsystem.html

/2/ Allemagne-Energies (2022) Retour au charbon dans la production électrique pour baisser la consommation de gaz, en ligne : https://allemagne-energies.com/2022/06/11/retour-au-charbon-dans-la-production-electrique-pour-baisser-la-consommation-de-gaz/

/3/ Allemagne-Energies (2022) Historique de la sortie du nucléaire, en ligne : https://allemagne-energies.com/sortie-du-nucleaire/

/4/ Allemagne-Energies (2022) Allemagne : Les énergies renouvelables ont couvert 49% de la consommation brute d´électricité au premier semestre de 2022, en ligne : https://allemagne-energies.com/2022/07/13/allemagne-les-energies-renouvelables-ont-couvert-49-de-la-consommation-brute-delectricite-au-premier-semestre-de-2022/

 / 5 / EnBW (2022) Vorschlag zum Reservebetrieb von Kernkraftwerken: EnBW prüft Umfang der Machbarkeit nach Klärung weiterer Details, Communiqué de presse du 05.09.2022, en ligne : https://www.enbw.com/unternehmen/presse/vorschlag-zum-reservebetrieb.html

/6/ KernD (2022) Habecks Vorschlag zum KKW-Weiterbetrieb: Keine Entlastung des Strommarktes, Realisierbarkeit fragwürdig, Nachbesserung notwendig, Communiqué de presse du 06.09.2022, en ligne : https://www.kernd.de/kernd/presse/pressemitteilungen/2022/2022-09-06_Vorschlag-Weiterbetrieb-Strommarkt-Realisierbarkeit-Nachbesserungen.php

/7/ BMWK (2022) Habeck und Betreiber legen Konzept zur Umsetzung der AKW-Einsatzreserve vor – Betreiber starten Vorbereitungsarbeiten für den Einsatz, Communiqué de presse du 27.09.2022, en ligne : https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2022/09/20220927-habeck-und-betreiber-legen-konzept-zur-umsetzung-der-akw-einsatzreserve-vor.html?view=renderNewsletterHtml

Allemagne : Les énergies renouvelables ont couvert 49% de la consommation brute d´électricité au premier semestre de 2022

Texte mis à jour le 27.07.2022

Temps de lecture : 3 min

Au cours du 1er semestre 2022, la production brute d´électricité s´est élevée à environ 299 TWh, en hausse de 2% par rapport à la même période de l´année précédente (1er semestre 2021 : 293 TWh). Environ 139 TWh ont été produits à partir des énergies renouvelables, soit presque 14% de plus qu´au premier semestre 2021 (122 TWh). Les centrales nucléaires et thermiques à flamme ont produit 160 TWh en baisse de 6,4% par rapport à la même période de l´année précédente (1er semestre 2021 : 171 TWh.)

La consommation brute d´électricité est en légère baisse et s´élève à 281 TWh au 1er semestre 2022 (1er semestre 2021 : 283 TWh). La part des énergies renouvelables à la consommation brute est avec 49% en hausse par rapport au premier semestre 2021 (43 %) grâce à des conditions météorologiques très favorables. 

Le prix moyen du marché de gros a plus que triplé par rapport à celui du premier semestre 2021. L´Allemagne a enregistré un solde positif d´exportation d´électricité au cours du premier semestre 2022.

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Source : Bundesnetzagentur/SMARD

Le Centre de Recherche sur l´Énergie solaire et l´Hydrogène (ZSW) de Bade-Wurtemberg (ZSW) et de la Fédération des Industries de l´Énergie et de l´Eau (BDEW) ont publié en juillet 2022 les résultats préliminaires du premier semestre 2022 /1/, /2/.

Grâce aux conditions météorologiques très favorables, à savoir un premier trimestre très venteux et un deuxième trimestre ensoleillé, l´éolien terrestre et le photovoltaïque ont connu une nette progression. Ils ont produit environ un cinquième d´électricité de plus que dans la même période de l´année précédente. L´éolien maritime et la biomasse ont également enregistré de légères augmentations, cf. figure 1.

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Figure 1 : production brute d´électricité aux premiers semestres 2021 et 2022 /1/

La production renouvelable s´est élevée à 139 TWh, en hausse de presque 14 % par rapport au premier semestre 2021 (122 TWh), dont 59 TWh pour l´éolien terrestre, 33 TWh pour le photovoltaïque, 24 TWh pour la biomasse, 12 TWh pour l´éolien maritime et 9 TWh pour l´hydraulique. Le reste a été produit par les déchets biogènes et l´énergie géothermique.

Les centrales thermiques à flamme et le nucléaire ont produit 160 TWh contre 171 TWh au cours de la même période de l´année dernière /1/. La baisse de production conventionnelle de 6,4% s´explique notamment par l´arrêt fin 2021 de 3 centrales nucléaires (4,1 GW) d´où un recul de la production à 16,8 TWh (1er semestre 2021 : 34 TWh) et par la baisse de production des centrales à gaz au premier semestre 2022. En revanche la production brute des centrales à charbon (lignite, houille) est passée de 75 TWh au premier semestre 2021 à presque 88 TWh, soit une augmentation de 17%.

Sous l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation intérieure brute est avec 49% en hausse par rapport au premier semestre 2021 (43 %).

La figure 2 montre la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité aux premiers semestres 2021 et 2022. La consommation d´électricité a légèrement baissé au premier semestre 2022 pour atteindre 281 TWh.

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Figure 2 : part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité aux premiers semestres 2021 et 2022 /2/

Evolution du prix du marché de gros de l´électricité

La baisse des flux de gaz en provenance de Russie a placé l´approvisionnement énergétique de l´Allemagne dans une situation exceptionnelle.

Selon la publication de l´Agence Fédérale des Réseaux du 11 juillet 2020 /3/, le prix moyen du marché de gros constaté sur le marché journalier au cours du premier semestre 2022 a plus que triplé (185,90 €/MWh) par rapport à celui de l´année précédente (54,93 €/MWh). La hausse des prix s´explique principalement par le prix élevé du gaz naturel.

Le prix le plus élevé négocié était 700 €/MWh le mardi 8 mars 2022 entre 19h00 und 20h00 heures. Durant cette période, la production renouvelable a seulement couvert un tiers de la consommation d´électricité.

Le prix le plus bas, -19,04 €/MWh, a été enregistré lors d´une tempête le dimanche 20 mars entre 13h00 et 14h00. Durant cette heure, la production d´énergie renouvelable a dépassé la consommation nationale d´électricité.

En revanche, le nombre de pas horaires avec des prix négatifs a fortement baissé au premier semestre 2022 (38 heures) par rapport au premier semestre 2021 (78 heures).

La comparaison du prix moyen allemand avec ceux des pays voisins montre une tendance similaire dans l´évolution des prix spot.

Echanges commerciaux

L´Allemagne a enregistré un solde positif d´exportation d´électricité au cours du premier semestre 2022. Le solde net a atteint 15,7 TWh contre 8,2 TWh au premier semestre 2021/3/. Le moment où l´électricité est importée ou exportée dépend non seulement de l´offre et de la demande dans le pays concerné, mais aussi des prix de l´électricité des pays voisins.

Les exportations nettes vers la France ont augmenté au premier semestre 2022. Ceci s´explique notamment par l´indisponibilité de centrales nucléaires dans l´hexagone. De nombreuses centrales nucléaires ont été en arrêt pour rechargement de combustible et/ou pour maintenance. 

Références

/1/ BDEW (2022) Bruttostromerzeugung in Deutschland – Vorjahresvergleich, 27.07.2022, en ligne : https://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/bruttostromerzeugung-deutschland/

/2/ BDEW (2022), Aktuelle Berechnungen von ZSW und BDEW: Erneuerbare Energien haben im ersten Halbjahr rund die Hälfte des Stromverbrauchs gedeckt, Communiqué de presse du 05.07.2022, en ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/erneuerbare-energien-haben-im-ersten-halbjahr-rund-die-haelfte-des-stromverbrauchs-gedeckt/

/ 3/ Bundesnetzagentur (2022) SMARD – Strommarkt aktuell, en ligne : https://www.smard.de/home/strommarkt-aktuell/strommarkt-aktuell

Retour au charbon dans la production électrique pour baisser la consommation de gaz

Texte mis à jour le 18.07.2022

Temps de lecture : 7 minutes

Le cabinet fédéral des ministres a adopté le 8 juin 2022 un projet de loi visant à réduire la consommation de gaz dans la production d´électricité en cas de pénurie ou de menace de pénurie de gaz. Pour cela il est prévu d´augmenter le nombre de centrales à houille, lignite et fioul en réserve afin qu´elles puissent prendre le relais si l´approvisionnement en gaz est menacé par l´arrêt des livraisons de gaz russe. Au total, l´Allemagne disposerait alors d´une réserve stratégique pouvant atteindre 10 GW dans une situation critique d´approvisionnement des centrales à gaz.

La sortie du charbon sera temporairement suspendue, peut-on lire dans l´exposé des motifs pour la Loi portant le nom « Loi sur la mise à disposition de centrales électriques de remplacement » (Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz en allemand). La fin justifie les moyens : en activant des centrales thermiques à flamme au charbon et au fioul, le gouvernement allemand se tient prêt à préserver les réserves de gaz en cas d´urgence. L´objectif de sortir du charbon d´ici 2030 « dans l´idéal » et les objectifs ambitieux en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre resteraient quand même inchangés.

En revanche la prolongation pour des raisons de sécurité d´approvisionnement ou d´économie de gaz des trois dernières centrales nucléaires ne serait pas prévue, même au vu de la situation actuelle tendue.

Selon le député chrétien-démocrate de l´opposition au parlement fédéral Christian Hirte, le Ministre Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat, Robert Habeck, codirigeant du parti des Verts et vice-chancelier, préfère pour des raisons idéologiques donner la préférence à des centrales fortes émettrices de CO2 plutôt que de miser – du moins temporairement – sur l´énergie nucléaire, bas carbone et bon marché.

Mise à jour : Face aux baisses de livraison de Gazprom, l´activation des centrales de réserve sera effectuée le plus rapidement possible selon un communiqué de presse du Ministre Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat du 19 juin 2022.

Le ministère de l´Économie et de la Protection du Climat a annoncé le 17 juillet 2022 un « nouveau test de résistance » pour la sécurité de l´approvisionnement en électricité. La question de la poursuite éventuelle de l´exploitation des centrales nucléaires serait également réévaluée à la lumière des résultats de cette étude.

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Centrale au lignite Neurath, Grevenbroich en Rhénanie-du-Nord-Westphalie, 3×300 MWe et 2×600 MWe, tranche A à E (à gauche). La centrale fera éventuellement partie de l´augmentation de la réserve stratégique, source RWE

Le 8 juin 2022, le cabinet des ministres a adopté un projet de loi visant à réduire la consommation de gaz dans la production d´électricité en cas de pénurie ou de menace de pénurie de gaz /1/. Ces mesures doivent désormais être examinées et discutées au Bundestag allemand.

Le projet de loi vise à sécuriser la production d´électricité dans le cas d´une éventuelle pénurie de gaz résultant d´un arrêt des livraisons de gaz par la Russie. Dans une telle situation, l´Allemagne doit être en mesure de réduire considérablement sa consommation de gaz.

Actuellement, une capacité d´environ 27 GW de centrales à gaz est disponible sur le marché de l´électricité selon l´Agence Fédérale des Réseaux /2/. Le gaz naturel a contribué à environ 12% de la production d´électricité et à presque 7% de la production de chaleur à distance en 2021 selon la Fédération Allemande de l´Industrie de l´Énergie et de l´Eau (BDEW) /8/.

La Loi sur « la mise à disposition de centrales électriques de remplacement pour réduire la consommation de gaz dans le secteur de l´électricité en cas de menace de pénurie de gaz » (« Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz » en allemand) vise à créer une réserve supplémentaire de centrales thermiques (houille, lignite et fioul) limitée au 31 mars 2024 en substitution des centrales à gaz.

Le projet de loi prévoit que les centrales à houille, lignite et fioul situées dans la réserve stratégique seront activées rapidement sur demande pour suppléer les centrales à gaz. Les centrales de réserve sont prêtes à fonctionner, mais sont en marge du marché de l´électricité, de sorte qu´il n´y a pas d´émissions de CO2 supplémentaires sauf en cas de besoin. L´activation de la réserve n´aura lieu que si une pénurie de gaz se présente ou menace de se présenter.

Pour cela une ordonnance sera émise afin de pouvoir réduire très rapidement l´utilisation des centrales à gaz en cas de crise et ce, pour une durée maximale de six mois. L´ordonnance tient compte du fait que certaines centrales à gaz fournissent non seulement de l´électricité, mais aussi du chauffage urbain. Les centrales à cogénération faisant intervenir le gaz naturel ne peuvent produire de l´électricité que s´il n’existe pas d´alternative pour le chauffage urbain.

Ainsi, les centrales à houille dont la fermeture définitive a été prévue en 2022 et 2023 (2,1 GW en 2022 et 0,5 GW en 2023) resteront en réserve stratégique jusqu’au 31 mars 2024. A cela s´ajoutent les centrales qui sont déjà en réserve et qui ne fonctionnent pas au gaz naturel. Il s´agit d´une dizaine de centrales à houille (4,3 GW au total) et de six centrales au fioul (1,6 GW au total)

Les 5 centrales à lignite (1,9 GW au total), qui se trouvent actuellement encore dans la réserve ultime, feront également partie de l´augmentation de la réserve stratégique et pourraient être réactivées à court terme sur ordonnance ministérielle en cas de besoin.

Au total, l´Allemagne disposerait alors d´une réserve stratégique pouvant atteindre 10 GW, dans une situation critique d´approvisionnement en gaz pour la production d´électricité.

Selon le gouvernement, l´objectif de sortir du charbon d´ici 2030 « dans l´idéal » et les objectifs ambitieux en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre restent inchangés.

Activation immédiate des centrales de réserve face aux baisses de livraison de Gazprom

En réaction aux annonces récentes de plusieurs baisses de livraison de gaz par Gazprom, l´activation de la réserve stratégique sera effectuée immédiatement après le feu vert des instances législatives au projet de loi prévu le 8 juillet 2022, cf. communiqué de presse du 19.06.2022 /7/. Selon le Ministre de l´Économie et de la Protection du Climat, Robert Habeck : « la sécurité de l´approvisionnement en gaz est garantie mais la situation est sérieuse. La consommation de gaz doit baisser, sinon ce sera vraiment juste en hiver ».

La situation actuelle nécessite des mesures d´urgence. Les exploitants des centrales de réserve doivent se préparer à démarrer leurs installations « de sorte que tout soit opérationnel le plus rapidement possible », selon Habeck. Cela permettra de réduire substantiellement la consommation de gaz pour la production d´électricité.

Clap de fin pour le nucléaire malgré la menace d´une pénurie de gaz ?

Les trois dernières centrales nucléaires (Emsland, Neckarwestheim unité 2 et Isar unité 2) d´une puissance totale nette de 4055 MW encore en service seront arrêtées définitivement fin 2022.

Une évaluation menée par le ministère de l´Économie et de la Protection du Climat et le ministère de l´Environnement en mars 2022 a conclu que le maintien en activité du parc nucléaire restant ne seraitpas recommandé à ce stade et qu´il serait trop tard pour réactiver les centrales nucléaires déjà fermées fin 2021 (/3/, /4/).

Dans l´exposé des motifs du projet de loi sur la mise à disposition de centrales électriques de remplacement, adopté le 8 juin 2022, le refus de prolongation du nucléaire est confirmé : suite à une évaluation des avantages et des risques, la prolongation des trois dernières centrales nucléaires encore en service n´est pas recommandée pour des raisons de sécurité d´approvisionnement ou d´économie de gaz, même au vu de la situation actuelle tendue.

Selon Christian Hirte, député chrétien-démocrate de Thuringe de l´opposition au parlement fédéral, « en cas de pénurie de gaz, la poursuite de l´exploitation des centrales nucléaires encore en service est nécessaire et dans l´intérêt national » /5/. Malgré l´avis favorable manifeste des citoyens pour une prolongation du nucléaire, le Ministre de l´Économie et de la Protection du Climat, Robert Habeck, maintient son refus, sans doute uniquement pour ne pas trop froisser les fondamentalistes de son propre parti des Verts. Il donne la préférence à des centrales fortes émettrices de CO2 plutôt que de miser – du moins temporairement – sur l´énergie nucléaire, bas carbone et bon marché.

Le chef des Libéraux Christian Lindner souhaite lui aussi un débat « sans préjugés » sur le nucléaire. Ses partenaires de la coalition « feu tricolore » voient les choses différemment.  Selon son collègue Robert Habeck, « il n’y a plus grand-chose à dire sur l´énergie nucléaire. Ce n´est pas une voie que l´Allemagne continuera à poursuivre ». Le chancelier Olaf Scholz (Sociaux-démocrates) lui aussi s´est prononcé contre la poursuite de l´exploitation des centrales nucléaires /6/.

Compte tenu de la réduction de l´approvisionnement en gaz russe, les inquiétudes grandissent quant au passage de l´hiver 2022/23. Le ministère de l´Économie et de la Protection du Climat a annoncé le 17.07.2022 un « nouveau test de résistance » pour la sécurité de l´approvisionnement en électricité /9/. La question de la poursuite éventuelle de l´exploitation des centrales nucléaires serait également réévaluée à la lumière des résultats de cette étude. Le débat sur la poursuite de l´exploitation des centrales nucléaires devrait se poursuivre encore plusieurs semaines.

Références

/1/ BMWi (2022), Weitere Schritte auf dem Weg zur Unabhängigkeit von russischen Gasimporten – Bundeskabinett beschließt Vorsorgemaßnahmen im Fall einer drohenden Gasmangellage, Communiqué de presse du 8 juin 2022, en ligne : https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2022/06/20220608-bundeskabinett-beschliesst-vorsorgemassnahmen-im-fall-einer-drohenden-gasmangellage.html

/2/ BNetzA (2022), Kraftwerkeliste, 31 mai 2022, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/start.html

/3/ BMWi (2022) Bundeswirtschaftsministerium und Bundesumweltministerium legen Prüfung zur Debatte um Laufzeiten von Atomkraftwerken vor. Communiqué de presse du 8 mars 2022. Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz. En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2022/03/20220308-bundeswirtschaftsministerium-und-bundesumweltministerium-legen-prufung-zur-debatte-um-laufzeiten-von-atomkraftwerken-vor.html

/4/ Allemagne-Energies (2022), Historique de la sortie du nucléaire, en ligne : https://allemagne-energies.com/sortie-du-nucleaire/

/5/ Hirte (2022), Hirte für Weiterbetrieb verbliebener Kernkraftwerke, Communiqué de presse du 3 juin 2022, en ligne : https://www.christian-hirte.de/aktuelles/2022/energiekrise

/6/ Tagesschau (2022) Lindner will Diskussion über Atomkraft, 9 juin 2022, en ligne : https://www.tagesschau.de/wirtschaft/lindner-atomkraft-103.html

/7/  BMWi (2022), Habeck: „Wir stärken die Vorsorge weiter und ergreifen zusätzliche Maßnahmen für weniger Gasverbrauch“, Communiqué de presse du 19.06.2022, en ligne : https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2022/06/20220619-habeck-wir-starken-die-vorsorge-weiter.html

/8/ BDEW (2022) Die Energieversorgung 2021 – aktualisierter Jahresbericht, 14.06.2022, Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), en ligne : https://www.bdew.de/service/anwendungshilfen/die-energieversorgung-2021/

/9/ Bundesregierung (2022) Regierungspressekonferenz vom 18. Juli 2022, en ligne : https://www.bundesregierung.de/breg-de/suche/regierungspressekonferenz-vom-18-juli-2022-2063078

 

Forte hausse en 2021 des coûts d´interventions pour éviter la congestion du réseau de transport

Temps de lecture : 7 minutes

Texte mis à jour le 23.07.2022

Les coûts des actions d´équilibrage menées par les gestionnaires du réseau de transport (GRT) ont été en forte hausse en 2021, s´élevant à presque 2,3 Md€ (2020 : 1,4 Md€). En cause la sortie du nucléaire, l´injection accrue d´électricité renouvelable intermittente et la lente modernisation du réseau électrique.

Le déclassement progressif des centrales conventionnelles réduit la capacité de compensation de la puissance réactive, nécessaire pour le maintien de la tension dans les réseaux de transport. En absence d´ autres solutions techniques permettant de maintenir la stabilité du système électrique avec une capacité réduite de centrales conventionnelles, l´Agence Fédérale des Réseaux doit s´appuyer sur des centrales en réserve stratégique et des centrales déclassées converties en déphaseur rotatif.

Pour pallier la congestion du réseau suite au déséquilibre géographique entre la production éolienne dans le nord et les centres de consommation du sud et de l´ouest du pays, les besoins de centrales de réserve ont été évalués à 8264 MW pour l´hiver 2022/2023 et à 5361 MW pour l´ hiver 2023/2024.

Pour l´hiver 2022/2023, les besoins en réserve de réseau ne pourront pas être couverts exclusivement par des centrales de réserve allemandes. L’acquisition de puissance de réserve supplémentaire à l´étranger sera donc nécessaire.

STA02-kraftwerk-westfalen
Westfalen unité E (à droite) : centrale à houille de 765 MW nets, près de la ville de Hamm en Rhénanie-du-Nord-Westphalie, mise en service 2014, arrêt de l´exploitation commerciale début 2021, classement en « importance systémique » par l´Agence Fédérale des Réseaux, la centrale sera convertie en déphaseur rotatif courant 2022 pour contribuer à la stabilité du réseau par la fourniture/absorption de puissance réactive jusqu´au moins 2027, source RWE

Le réseau de transport est la « colonne vertébrale » du système électrique de chaque pays. Le réseau de transport en Allemagne se compose de quatre régions. Leur gestion est confiée à quatre gestionnaires du réseau de transport (les GRT) qui assurent l´acheminement de l´électricité et la sécurité du système, chacun dans une partie du territoire allemand : TenneT, Amprion, 50Hertz et TransnetBW .

Amprion a la fonction de leader de l´équilibrage du réseau du pays entier et assure la coordination non seulement entre les trois autres GRT allemands mais aussi avec les GRT d´autres pays européens (entre autres RTE).

La sortie du nucléaire et l´injection accrue d´électricité renouvelable intermittente notamment dans le nord du pays a provoqué un net déséquilibre géographique entre la production éolienne dans le nord et les centres de consommation du sud et de l´ouest du pays.

Des forts flux nord – sud d´électricité apparaissent en cas d´injection importante d´électricité d´éolien dans le nord de l’Allemagne et, parallèlement, d´une forte demande d´électricité et d´une très faible injection de photovoltaïque dans le sud du pays. Ces situations conduisent souvent à une congestion du réseau et ont entraîné une hausse des coûts des actions correctives depuis 2015.

Les mesures à disposition des GRT pour assurer l´équilibrage du réseau dans leur périmètre de responsabilité comprennent /2/ :

  • Redispatching : réduction ou augmentation de la production d’électricité à partir de centrales conventionnelles (> 10 MW) avec remboursement des coûts. Le but est de modifier les flux physiques afin de réduire les congestions du réseau de transport.
  • Countertrading (échanges de contrepartie) : mesure commerciale consistant en la modification du plan de production/charge de deux actifs de façon symétrique (augmentation pour l’un de ses actifs et diminution pour l’autre), permettant de modifier les flux physiques sur le réseau de transport
  • Centrales de réserve : utilisation des centrales électriques de réserve pour se procurer l’électricité de redispatching manquante, avec remboursement des coûts.
  • Feed-in management (EinsMan) : si les mesures ci-dessus sont insuffisantes, écrêtement de la production d´énergies renouvelables et de la cogénération à la demande du GRT avec compensation pour éviter une congestion du réseau

Si ces mesures ne suffisent plus pour réduire les congestions du réseau, les GRT peuvent procéder à des mesures d´adaptation : ajustement des injections d´électricité et/ou des approvisionnements en électricité, sans compensation.

En 2021, les coûts des actions d´équilibrage ont atteint presque 2,3 Md€ soit une augmentation de 60 % par rapport à l´année précédente. Notamment les coûts de mesures de Redispatching ont presque doublé. De plus, en hiver 2020/2021, le plus grand nombre d´interventions des centrales de réserve stratégique a été enregistré depuis la création de cette réserve. La forte hausse du prix de gros au second semestre 2021 a également eu un impact sur les coûts notamment du Countertrading et du Redispatching.

La figure 1 montre l´évolution des coûts relatifs à la stabilisation du réseau. Les coûts sont composés de trois éléments : les coûts pour la mise à disposition et le fonctionnement des centrales conventionnelles de réserve stratégique (~ 492,1 M€ en 2021), le Redispatching & Countertrading (~ 986,4 M€ en 2021) et l´indemnisation des producteurs d´énergies renouvelables pour l´écrêtement de leur production (~ 807,1 M€ en 2021). L´écrêtement concerne principalement l´éolien terrestre suivi par l´éolien en mer.

fig 1 Hausse des coûts de stabilisation du réseau 2011_2021
Figure 1 : évolution des coûts de stabilisation du réseau

Toutefois, comme les exploitants peuvent faire valoir leurs droits dans un délai de trois ans, les chiffres de 2019 à 2021 sont provisoires.

Ces coûts sont supportés par le consommateur par le biais du tarif d´utilisation du réseau.

La stabilité du système électrique repose actuellement sur les grandes masses tournantes, les alternateurs des centrales conventionnelles, qui assurent entre autres la compensation de la puissance réactive, nécessaire pour le maintien de la tension dans les réseaux de transport.

Suite à l´abandon progressif des moyens pilotables conventionnels et en absence d´autres solutions techniques permettant de maintenir la stabilité du système électrique, l´Agence Fédérale des Réseaux doit s’appuyer sur des centrales en réserve stratégique et des centrales déclassées converties en déphaseur rotatif.

A titre d´exemple, les deux centrales déclassées Heyden 4 et Westfalen E seront converties en déphaseur rotatif et pourront ainsi contribuer à la stabilité du réseau par la fourniture ou absorption de puissance réactive /3/. Le fonctionnement en tant que déphaseur ne nécessite plus de bruler du charbon dans les centrales.

Pour éviter la congestion du réseau suite au déséquilibre géographique entre la production éolienne dans le nord et les centres de consommation du sud et de l´ouest du pays, les besoins en centrales de réserve pour l´hiver 2022/2023 ont été évalués à 8264 MW et à 5361 MW pour l´hiver 2023/2024 /1/.

Pour l´hiver 2022/2023, les besoins en réserve de réseau ne pourront pas être couverts exclusivement par des centrales de réserve allemandes. L´acquisition de puissance de réserve supplémentaire à l´étranger sera donc nécessaire.

Le besoin en centrale de réserve pour l´hiver 2023/2024 est plus bas par rapport à l´hiver précédant car l´évaluation tient compte des progrès dans la modernisation du réseau de transport et des dispositifs supplémentaires de compensation de puissance réactive.

Le besoin en centrale de réserve pour l´hiver 2023/2024 sera à nouveau évalué dans la prochaine analyse de système et éventuellement adapté.

Références

/1/ BNetzA (2022) Netzengpassmanagement, gesamtes Jahr 2021, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/Netzengpassmanagement/start.html

/2/ Allemagne-Energies (2021) Hausse des coûts pour le maintien de la stabilité du réseau de transport en 2020, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/05/05/hausse-des-couts-pour-le-maintien-de-la-stabilite-du-reseau-de-transport-en-2020/

/3/ Allemagne-Energies (2021) Évolutions récentes de la sortie progressive du charbon en Allemagne, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/04/17/evolutions-recentes-de-la-sortie-progressive-du-charbon-en-allemagne/

La Cour des Comptes critique sévèrement la politique climatique du gouvernement allemand sortant dans son rapport spécial de mars 2022

Temps de lecture : 5 min

Selon la Cour des Comptes, les objectifs climatiques de l´Allemagne sont en danger. « Jusqu´à présent, le gouvernement fédéral n´a pas assuré une coordination et un pilotage suffisants de sa politique de protection du climat », déclare le président Kay Scheller à propos de la publication du rapport spécial /1/. Presque toutes les mesures de protection du climat manquent de critères sur la quantité d´émissions de gaz à effet de serre qu´elles doivent permettre d´économiser. La coordination interministérielle de la transition énergétique est insuffisante. Des milliards d´Euros ont été dépensés pour des programmes de soutien inefficaces en matière de protection du climat.

La Cour des Comptes prodigue des conseils au nouveau gouvernement fédéral en fonction depuis décembre 2021 pour un pilotage plus ciblé des actions climatiques afin que l´Allemagne puisse atteindre ses objectifs ambitieux.

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Bâtiment de la Cour des Comptes – Succursale de Potsdam, Source : Bildquelle: Bundesrechnungshof

Le rythme actuel de réduction des émissions ne permet pas d´atteindre la neutralité climatique d´ici 2045 

L´Allemagne veut atteindre la neutralité climatique à l´horizon de 2045. Mais cela ne sera possible qu´en accélérant le rythme d´action.  En 2021, les émissions de gaz à effet de serre ont augmenté d´environ 4,5% par rapport à 2020 /2/, /3/. Depuis 2010, la réduction moyenne n´a même pas atteint 2% par an. Pour atteindre les objectifs de 2030, il faudra désormais réduire les émissions de 6% par an.

Selon la Cour des Comptes, avec les mesures décidées actuellement l´Allemagne risque de manquer de manière significative ses objectifs climatiques pour 2030. Au lieu d´une réduction des gaz à effet de serre de 65% par rapport à 1990 seuls – 49% seront probablement atteints et – 67% au lieu de – 88% en 2040.

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Figure 1 : les réductions des émissions de gaz à effet de serre actuellement pronostiquées sont nettement inférieures aux objectifs cibles

Le nouveau gouvernement fédéral en fonction depuis décembre 2021 a certes annoncé un rythme plus soutenu et des mesures supplémentaires /4/. Selon la Cour des Comptes cela ne suffira pas à combler le « gap climatique » compte tenu de la mauvaise coordination interministérielle des actions en matière de climat.

L´efficacité des mesures de protection du climat est incertaine

Le gouvernement sortant a contrecarré les objectifs climatiques en autorisant des subventions nuisibles pour le climat à hauteur de plusieurs milliards d´Euros. Ainsi, selon le Ministère Fédéral des Finances, seules les subventions de 16 Md€ de l´année dernière auraient présenté un effet positif sur les objectifs climatiques. Il s´agissait entre autres de la fermeture des centrales à charbon et du renforcement des directives européennes, par exemple concernant le commerce européen des droits d´émissions.

En parallèle, des subventions à hauteur de 65 Md€ en 2018 ont été jugées nuisibles pour la protection du climat par l´Agence Fédérale de l´Environnement /5/. La Cour des Comptes recommande de supprimer ces subventions.

La Cour des Comptes demande une meilleure coordination interministérielle

Le gouvernement fédéral doit améliorer la coordination interministérielle, souligne la Cour des Comptes. Pour cela, il doit coordonner étroitement les activités de tous les ministères concernés. En outre, il doit s´occuper plus intensivement que jusqu´à présent des effets sur la protection du climat des programmes de soutien décidés. Toutes les mesures mises en place doivent contribuer à la réduction des gaz à effet de serre de manière vérifiable et économique. Il faut orienter l´argent de l´État là où il déploie un maximum d´efficacité. Pour que la coordination soit efficace, les informations sur les activités de protection du climat des différents ministères doivent être rassemblées en un organe central de contrôle.

Recommandations pour le nouveau gouvernement fédéral

Le rapport spécial de la Cour des Comptes se base sur les résultats d´un audit réalisé au cours de la précédente législature, le gouvernement de Mme Merkel. A l´époque, le Ministère Fédéral de l’Environnement était responsable de la coordination des mesures de protection du climat.

Les recommandations de la Cour des Comptes s´adressent au nouveau gouvernement fédéral en fonction depuis décembre 2021. Celui-ci doit piloter sa politique de protection du climat de manière ciblée – afin que l´Allemagne puisse atteindre ses objectifs climatiques.

La sécurité d´approvisionnement et d´accessibilité financière de l´énergie sont à la une. Si les mesures de protection du climat sont économiquement inaccessibles et socialement inacceptables, et si en outre l´argent est investi dans des mesures inefficaces pour la protection du climat, cela compromet le processus de la transition énergétique et l´acceptation sociétale.

Références

/1/ Bundesrechnungshof (2022) Bericht nach § 99 BHO zur Steuerung des Klimaschutzes in Deutschland, 24 mars 2022, en ligne : https://www.bundesrechnungshof.de/de/veroeffentlichungen/produkte/sonderberichte/2022-sonderberichte/bund-muss-beim-klimaschutz-zielgerichtet-steuern

/2/ UBA (2022) Treibhausgasemissionen stiegen 2021 um 4,5 Prozent, Communiqué de presse n° 15/2022 du 14 mars 2022, Umweltbundesamt, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/presse/pressemitteilungen/treibhausgasemissionen-stiegen-2021-um-45-prozent

/3/ Allemagne-Energies (2022) Allemagne : les chiffres clés de l´énergie en 2021, en ligne : https://allemagne-energies.com/2022/01/16/allemagne-les-chiffres-cles-de-lenergie-en-2021/

/4/ 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/

/5/ UBA (2021) Umweltschädliche Subventionen in Deutschland – Aktualisierte Ausgabe 2021, Nummer 143/2021 vom Oktober 2021, Umweltbundesamt, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/479/publikatio-nen/texte_143-2021_umweltschaedliche_subventionen.pdf

L´Allemagne vise un approvisionnement en électricité presque 100% renouvelable d´ici 2035

Texte mis à jour le 11.04.2022

Temps de lecture : 10 minutes

Jusqu´à présent, la priorité de la transition énergétique a été la protection du climat. Avec l´invasion de l´Ukraine par la Russie, le développement massif des énergies renouvelables devient une question stratégique aussi pour réduire la dépendance aux importations d´énergies fossiles.  

Lors du bilan d´ouverture sur la protection du climat présenté en janvier 2022, le Ministre Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat a annoncé un programme d´urgence comportant différentes réformes /1/ avec pour mesure phare l´amendement à la loi sur les énergies renouvelables (EEG 2023).

Le paquet législatif de plus de 500 pages appelé « paquet de Pâques » (Osterpaket), adopté par le cabinet des ministres le 6 avril 2022, veut poser la base d´un approvisionnement en électricité quasi climatiquement neutre en 2035 /2/. Un deuxième paquet de mesures dit « paquet d´été » (Sommerpaket) est prévu courant 2022 et sera focalisé sur la réduction de la lourdeur administrative des projets.  

Il est prévu que les énergies renouvelables couvrent 80% de l´électricité consommée en 2030. Suite à l´électrification accrue des autres secteurs de l´économie, le gouvernement prévoit une forte hausse de la demande annuelle d´électricité à 750 TWh à l´horizon de 2030 soit environ 180 TWh de plus par rapport à 2021. L´objectif de 80% implique en moins de 10 ans une augmentation de la part des énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité à environ 600 TWh contre 234 TWh en 2021.

Pour limiter la hausse des prix de l´électricité, la charge de soutien aux énergies renouvelables sera supprimée au 1er juillet 2022.  

La guerre en Ukraine a souligné une fois de plus l´importance des stocks stratégiques, notamment pour le gaz. C´est pour cela que le gouvernement fédéral prévoit d´imposer à l´avenir des stocks suffisants de gaz avant l´hiver.

La stratégie actuelle du gouvernement allemand prévoit l´abandon définitif du nucléaire fin 2022 et des centrales à charbon en 2030, dans l´idéal. Pour pallier les fortes variations de production des énergies renouvelables intermittentes, des centrales à gaz/hydrogène ont été prévues en backup. La flambée du prix du gaz et les efforts pour s´émanciper de la forte dépendance au gaz russe ébranlent la stratégie actuelle.  

Le Ministère Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat analyse actuellement avec l´Agence Fédérale des Réseaux et les Gestionnaires de Réseaux de Transport l´impact d´une disponibilité limitée du gaz sur la sécurité de l´approvisionnement en électricité l´hiver prochain et les mesures à prendre.

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Parc éolien « Amrumbank West », 35 km au nord-ouest de l´île d´Heligoland en Mer du Nord, puissance électrique 302 MW, mis en service 2015, source RWE

Mesures phares de l´amendement à la Loi sur les Énergies Renouvelables du secteur électrique (EEG 2023)

L´avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables du secteur électrique 2023 vise une production nationale d´électricité quasiment neutre en carbone dès 2035, c´est-à-dire qu´elle doit être presque entièrement assurée par des énergies renouvelables /2/. Pour y arriver, l´objectif de la part des énergies renouvelables a été relevé à 80% de la consommation brute d´électricité d´ici 2030.

Des efforts massifs sont nécessaires pour atteindre cet objectif. Suite à l´électrification accrue des autres secteurs de l´économie, le gouvernement prévoit une forte hausse de la demande d´électricité à 750 TWh en 2030 contre environ 570 TWh en 2021. En moins d´une décennie il faudra plus que doubler la part des énergies renouvelables dans la consommation brute.

Leur part devra donc passer de 234 TWh en 2021 à environ 600 TWh pour atteindre l´objectif de 2030 /2/.  La figure 1 montre à titre indicatif la répartition entre la consommation d´énergies renouvelables et d´énergies conventionnelles en 2021 et 2030.

Fig 1 Part ENR production brute
Figure 1 : part des énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité en 2021 et prévisions en 2030

Le tableau 1 montre l´accroissement des capacités d´éolien terrestre et en mer ainsi que du photovoltaïque à l´horizon de 2045 fixé dans les projets de loi /2/.

En matière de biomasse une capacité de 8,5 GW est visée en 2030 contre environ 9 GW actuellement. La biomasse sera davantage axée sur des centrales de pointe très flexibles, afin que la bioénergie puisse jouer son rôle au service du système et contribuer davantage à la sécurité de l´approvisionnement en électricité.

Tableau 1 Kapazitaet
Tableau 1 : accroissement des capacités d´éolien terrestre et maritime ainsi que du photovoltaïque

L´objectif de 2045 du projet de loi EEG 2023 ressemble au scénario B/C 2045 du projet du plan de développement du réseau de transport /3/.  Ce scénario décrit une transformation du système énergétique dans laquelle l´électricité est utilisée bien au-delà de ses applications actuelles et joue un rôle central, par exemple, dans les transports lourds et la production de la chaleur industrielle. La demande d´électricité est supposée en forte hausse, dépassant les 1100 TWh, tirée par l´usage des nouveaux consommateurs d´électricité et notamment d´une production nationale d´hydrogène importante. Les capacités présumées par les gestionnaires de réseaux de transport sont 150 GW pour l´éolien terrestre, 71 GW pour l´éolien en mer et 395 GW pour le photovoltaïque.

La part de 80% d´énergies renouvelables à la consommation brute en 2030 nécessite une forte augmentation des ajouts bruts annuels /2/. En plus il faut tenir compte du fait que les anciennes installations qui ont cessé de bénéficier du mécanisme de soutien après 20 ans, seront déclassées dans les prochaines années. Dans ce contexte, le projet de loi précise également l´augmentation conséquente des volumes des futurs appels d´offres éolien et photovoltaïque et renforce la participation des communes dans ces projets

La figure 2 montre les ajouts annuels bruts pour l´éolien terrestre, maritime et le photovoltaïque prévus par les projets de loi.  Pour l´éolien terrestre, l´ajout annuel devrait atteindre 10 GW d´ici 2025 et se maintenir à ce niveau jusqu´en 2035. L´ajout annuel brut du photovoltaïque devrait atteindre 22 GW d´ici 2026 et sera maintenu à ce niveau jusqu´en 2035. L´ajout annuel brut d´éolien en mer tient compte des délais de construction des parcs et de raccordement au réseau. Le volume annuel appelé sera entre 8 et 9 GW en 2023/24, entre 3 et 5 GW en 2025/26 et à partir de 2027 de 4 GW.

Ajouts annuels
Figure 2 : ajouts annuels moyens réalisés jusqu´en 2021 et prévus à partir de 2022

Le nouvel objectif d´un approvisionnement en électricité presque 100% renouvelable d´ici 2035 nécessiterait donc un quadruplement des ajouts annuels moyens à partir de 2022 par rapport à la période de 2010 à 2021, un défi gigantesque.

Le gouvernement a l´intention de créer un environnement favorable sur le marché et supprimer les obstacles administratifs. Actuellement les procédures d´approbation d´ éolien terrestre sont beaucoup trop longues. Le gouvernement s´est engagé à supprimer une partie des obstacles qui pèsent sur les procédures d´autorisation et faciliter la planification des projets.

Il est temporairement prévu de classer leur développement comme « intérêt public majeur », afin d´être réévalué par rapport à d´autres enjeux, même celui de la protection de la nature ou des espèces.

En ce qui concerne le photovoltaïque, il est prévu d´améliorer les conditions de développement par un ensemble de mesures pour les différents types d´installations (installations en toiture, installations au sol). De nouvelles surfaces seront mises à disposition pour son développement. Outre les volumes appelés, les seuils de minimis pour les appels d´offres seront augmentés. Les nouvelles installations en toiture qui injectent entièrement leur électricité dans le réseau bénéficieront d´une rémunération plus élevée.

Dans l´intérêt de la diversité des acteurs, de l´acceptation sur place et de la réduction de la bureaucratie, les sociétés de citoyens (Société ≥ 10 personnes privées, majorité des voix détenue par des personnes présentes localement) seront exemptées d´appels d´offres dans la limite de 18 MW pour les projets d´éolien et de 6 MW pour les projets de photovoltaïque (règle de minimis pour les aides d´État de l´UE).

L´État souhaite en outre s´engager progressivement dans ce que l´on appelle les contrats pour la différence (Contracts for Difference – CfDs)  : l´électricité produite sera vendue sur le marché de gros. Si le prix du marché est inférieur à la rémunération garantie, la différence est remboursée à l´exploitant (complément de rémunération). Si le prix de gros est supérieur, l´exploitant reversera l´excédent dépassant la rémunération garantie par kWh.

Suppression de la charge de soutien aux énergies renouvelable (EEG – Umlage) au 1er juillet 2022

Pour limiter la hausse des prix de l´électricité, le gouvernement a adopté le 9 mars 2022 un projet de loi visant à anticiper la suppression de la charge de soutien au 1er juillet 2022 /4/. Les fournisseurs d´électricité seront tenus de répercuter l´intégralité des économies réalisées au consommateur final.

Le soutien aux énergies renouvelables sera dans l´avenir financé par l´État grâce aux recettes de la taxe carbone sur les émissions des produits combustibles non couverts par le système européen d´échange de quotas d´émissions.  Selon une première estimation, l´État devrait financer de l´ordre de 46 Md€ pour la période 2023-2026 et entre 72 et 81 Md€ pour la période de 2026 à 2030. Les estimations dépendent fortement de l´hypothèse du prix de l´électricité au marché de gros.

Développement du réseau de transport

Suite à l´accélération du développement des énergies renouvelables, il faut s´attendre à une nouvelle hausse des besoins en réseaux. C´est pour cela que le « paquet de Pâques » comprend également une actualisation du plan fédéral des besoins qui détermine l´extension du réseau de transport.

Règlement sur les stocks suffisants de gaz avant l´hiver.

Le code de l´énergie sera amendé par un règlement qui imposera des stocks suffisants de gaz avant l´hiver afin de détendre la situation d´approvisionnement sur le marché du gaz.

Le ministère fédéral de l’Économie prévoit que les niveaux de remplissage des stocks de gaz atteignent au moins 65% début août, 80% début octobre et 90% début décembre. Début février, les stocks devraient encore être remplis à 40%.

Suite de la procédure

Suite à la décision du gouvernement du 9 mars 2022 de supprimer la charge de soutien aux énergies renouvelable, la procédure législative a été lancée en vue d´une entrée en vigueur de la loi avant le 1er juillet 2022.

Concernant le paquet législatif adopté par le cabinet des ministres le 6 avril 2022, l´achèvement de la procédure législative est visé avant les vacances d´été, afin que les négociations avec la Commission Européenne puissent avoir lieu au second semestre en vertu des règles de l´UE en matière d´aides d´État. L´approbation est attendue fin 2022 et une entrée en vigueur des lois au 1er janvier 2023.

Références

/1/ OFATE (2022) Bilan d´ouverture du ministre fédéral de l’Économie et du climat. Office franco-allemand pour la transition énergétique. En ligne : https://energie-fr-de.eu/fr/societe-environnement-economie/actualites/lecteur/bilan-douverture-du-ministre-federal-de-leconomie-et-du-climat.html.

/2/ BMWi (2022) Habeck: „Das Osterpaket ist der Beschleuniger für die erneuerbaren Energien “, Communiqué de presse du 6 avril 2022, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2022/04/20220406-habeck-das-osterpaket-ist-der-beschleuniger-fur-die-erneuerbaren-energien.html

/3/ Allemagne-Energies (2022), Le tournant énergétique allemand, en ligne : https://allemagne-energies.com/tournant-energetique/

 /4/ BMWi (2022) Kabinett bringt Abschaffung der EEG-Umlage auf den Weg Communiqué de presse du 9 mars 2022, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2022/03/20220309-kabinett-bringt-abschaffung-der-eeg-umlage-auf-den-weg.html

 

Bilan 2021 de l´éolien en Allemagne

Temps de lecture : 14 min

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Parc Arkona en Mer Baltique (puissance électrique 385 MW), mis en service 2019/source : RWE Renewables

Le bureau d´études Deutsche WindGuard a publié le bilan 2021 de l´éolien terrestre et en mer sur le territoire allemand /1/. Le texte ci-dessous résume les résultats les plus importants.

Fin 2021, la capacité raccordée au réseau atteint presque 64 GW, soit 56,1 GW sur terre (28230 éoliennes) et 7,8 GW en mer (1501 éoliennes). Selon les chiffres de Deutsche WindGuard, la production baisse de 13% par rapport à 2020 à environ 122 dont 96 TWh pour l´éolien terrestre et 26 TWh pour l´éolien en mer. Cela correspond, lissé sur l´année, à environ un cinquième de la production d´électricité totale /2/.

La nouvelle coalition au pouvoir outre-Rhin a l´intention de rehausser les objectifs en matière de l´énergie éolienne. D´ici 2030, il est prévu d´augmenter leur capacité à 30 GW en mer et à 100 – 130 GW sur terre en visant 2% de la surface totale de l´Allemagne requis pour cette technologie. Pour mémoire : le gouvernement sortant avait fixé les objectifs de 20 GW en mer et 71 GW sur terre à l´horizon de 2030 /3/.

Parc éolien terrestre

Au 31 décembre 2021, 28 230 éoliennes terrestres étaient installées en Allemagne. La capacité totale s´élève à 56,1 GW (cf. tableau 1).

Tab 1 Zubau 2021 Wind Land
Tableau 1 : chiffres du parc éolien terrestre allemand au 31 décembre 2021 selon /1/

Au cours de l´année 1925 MW ont été raccordés au réseau, soit 484 éoliennes y compris le repowering (remplacement d´anciennes machines par des turbines plus puissantes et plus productives) de 64 éoliennes (244 MW). En tenant compte du démantèlement de 230 éoliennes (233 MW), l´ augmentation nette s´élève à 254 éoliennes (1692 MW). Cela signifie une légère amélioration par rapport au déploiement en 2020 (environ 1200 MW), cf. figure 1.

Fig 1 Zubau 2021 Wind Land
Figure 1 : évolution de la puissance raccordée des éoliennes terrestres sur le territoire allemand selon /1/

Déconstruction et Repowering

Parmi les 230 éoliennes mises hors service en 2021, 155 éoliennes étaient en fonctionnement depuis plus de 20 ans.

Toutes les éoliennes mises en service en 2000 ou avant ont cessé de bénéficier à partir de 2021 du mécanisme de soutien prévu pendant 20 ans selon la Loi sur les Énergies Renouvelables (EEG), soit environ 4730 éoliennes (~ 3600 MW) selon /3/.  Fin 2021, 4339 éoliennes (3.286 MW) concernées étaient encore en service /1/.  En raison de la flambée du prix de l´électricité sur le marché de gros en 2021, la sortie du mécanisme de soutien n´a pas encore provoqué une grande vague de déconstruction. Un grand nombre de ces anciennes installations a pu continuer à être exploité de façon rentable jusqu´à présent, hormis celles mises hors service en raison de défauts techniques, de l´expiration du permis d´exploitation ou dans le cadre d´un remplacement (repowering)

A partir de 2022, le mécanisme de soutien prend fin pour 1826 éoliennes (2341 MW) supplémentaires, mises en service en 2001 /1/. Les exploitants sont donc confrontés à la question de la rentabilité de l´exploitation d´un point de vue économique et technique. La situation en matière d´autorisation joue également un rôle, car les autorisations étaient initialement conçues pour une période d´exploitation de 20 ans.

Notamment le remplacement (repowering) des éoliennes les plus anciennes rencontre de nombreux obstacles administratifs.  En 2021, seulement 64 éoliennes (244 MW) ont été remplacées dans le cadre du repowering, soit 13% de la capacité totale installée en 2021. La nouvelle coalition au pouvoir a l´intention de simplifier les procédures pour le remplacement (repowering) des anciens parcs éoliens.

Fig 2 Repowering 2021
Figure 2 : évolution de la puissance raccordée par an (en absolu et en pourcentage de la puissance brute totale installée par an) dans le cadre du repowering ainsi que de la puissance déclassée par an

Caractéristiques d´une éolienne terrestre en 2021

La technologie des éoliennes ne cesse d´évoluer, cf. tableau 2. En moyenne, une éolienne installée en 2021 a une puissance nominale de 3 978 kW, soit 17 % de plus qu´en 2020.  La taille des installations (diamètre du rotor, hauteur du moyeu et hauteur totale) a également augmenté.

T2 Characteristique 2021 Wind Land
Tableau 2 : caractéristiques moyennes d´une éolienne terrestre nouvellement installée en 2021 selon /1/

Répartition régionale des éoliennes terrestres

Le développement des éoliennes terrestres est assez hétérogène en fonction des régions. La répartition régionale montre toujours une nette disparité nord-sud en 2021 (cf. figure 3). Les régions du nord et du centre (Basse-Saxe, Brandebourg, Schleswig-Holstein, Rhénanie-du-Nord-Westphalie, Saxe-Anhalt et Mecklembourg-Poméranie-Occidentale) représentent environ 73 % de la capacité totale raccordée en Allemagne. La Basse-Saxe abrite avec 21% la plus grande capacité installée.  Le gisement (puissance installée par km² de la superficie du Land) le plus élevé se trouve en Schleswig-Holstein.

La Saxe, le Bade-Wurtemberg, la Bavière et Berlin contribuent le moins (gisement inférieur à 100 kW/km²). Ces régions disposant de 35% de la surface du territoire allemand ne contribuent qu´avec 10% à la capacité totale d´éoliennes installées.

Fig 3 Regionale Verteilung
Figure 3 : répartition régionale des capacités et gisement par km² des éoliennes terrestres en 2021 selon /1/

Production en 2021

Selon les chiffres de Deutsche WindGuard /1/, les éoliennes terrestres ont produit environ 96 TWh en 2021 (cf. figure 4). Cela correspond à une baisse de 14 % par rapport à 2020 du fait de conditions météorologiques défavorables. En particulier le premier trimestre 2021 a connu une période assez peu venteuse /2/.

Leur contribution à la production brute d´électricité du pays s´élève à un peu plus de 16%. Le facteur de charge est estimé à environ 20 %, soit environ 1745 heures équivalent pleine puissance (hepp) sous l´hypothèse d´une puissance moyenne de 55 GW au réseau. Il s´agit du plus mauvais résultat depuis 2016, cf. /4/.

Fig 4 Production Onshore 2020_2021
Figure 4 : production mensuelle et cumulée des éoliennes terrestres en 2020 et 2021

Résultats des appels d´offres 2021 et taux de réalisation des volumes adjudiqués

Trois appels d´offres ont été réalisés en 2021 /1/. Le volume total appelé a été de 4235 MW et le volume finalement retenu de 3296 MW. Seul l´appel d´offres de septembre 2021 a été intégralement souscrit.  La limite maximale de la rémunération de référence pour des appels d´offres était de 6,0 ct/kWh. Le montant d´adjudication moyen pondéré en fonction du volume de 5,88 ct/kWh, n´est que légèrement inférieur.

Après l´appel d´offres l´adjudicataire dispose de 24 mois pour la mise en service, entre 25 et 30 mois avec pénalité : au-delà l´adjudication est annulée. Une prolongation du délai peut être demandée dans des cas exceptionnels, par exemple en cas de recours au tribunal contre l´autorisation.

L´association « Fachagentur Wind an Land » publie régulièrement un rapport sur la situation de réalisation des projets /7/.  Le tableau 3 montre le taux de réalisation des volumes adjudiqués depuis 2017. Pour les éoliennes terrestres réalisées jusqu´en 2021, le délai entre l´adjudication et la mise en service s´élève à environ 2 ans en moyenne. Environ 20% de projets adjudiqués font l´objet d´une plainte ce qui retarde considérablement la réalisation ou conduit à l´abandon /8/.

La situation d´appels d´offres en 2017 est particulière. Plus de 90% du volume appelé ont été accordés à des sociétés détenues par des citoyens (Bürgerenergiegesellschaft), à l´époque dispensées d´autorisation préalable selon la loi fédérale allemande de protection contre les nuisances environnementales /9/. Ce fait a finalement conduit à un retard considérable du déploiement ainsi qu´à l´abandon des projets adjudiqués.

T 3 Taux de realisation
Tableau 3 : taux de réalisation des volumes adjudiqués depuis 2017

Le nouveau gouvernement veut accélérer les procédures d´approbation des éoliennes terrestres, actuellement beaucoup trop longues /5/. Il est temporairement prévu de classer leur développement comme « intérêt public majeur », afin d´être réévalué par rapport à d´autres enjeux, même celui de la protection de la forêt ou des espèces. 

Prévisions de développement et objectif politique à l´horizon de 2030

Le gouvernement sortant avait fixé une capacité de 71 GW à l´horizon de 2030 dans la loi sur les énergies renouvelables, entrée en vigueur début 2021. Aucune valeur cible n´est fixée dans le contrat de coalition du nouveau gouvernement. En revanche, il est prévu de requérir 2% de la surface totale de l´Allemagne pour cette énergie /5/.

Selon un rapport de l´Agence Fédérale de l´Environnement (Umweltbundesamt – UBA) une surface de 0,9 % (~ 3100 km²) a été requise fin 2017, dont 58% (~ 1800 km²) ont été occupés par les 28700 éoliennes (~ 50 GW) installées à l´époque (/10/, /11/), soit ~ 15 éoliennes par km². Sur cette base, il est possible d´estimer un corridor entre 100 et 130 GW qui pourrait potentiellement être installé sur une surface de 2% requise d´ici 2030 suivant le contrat de coalition.

Aucune indication n´est faite sur les distances d´éloignement entre un mat éolien et une habitation. Ce paramètre essentiel pourrait limiter le déploiement d´éoliennes ou conduire à l´augmentation de la surface réellement nécessaire pour le doublement de la capacité actuelle à l´horizon de 2030.

A titre d´exemple, la distance de 10H (distance d´une habitation au moins égale à 10 fois la hauteur totale d´une éolienne) imposée en Bavière réduit considérablement le nombre d´éoliennes par km². Même sous l´hypothèse de moins de 28000 éoliennes installées à l´horizon de 2030 en raison de l´augmentation de la puissance unitaire (cf. tableau 2), l´emprise au sol ne diminuera pas beaucoup. Cela est dû au fait que l´espace nécessaire pour échapper aux turbulences entre les machines augmentera avec la puissance.

Pour atteindre l´objectif de 2030 il faudrait un ajout annuel moyen de 8 GW entre 2022 et 2030. En revanche, sur la base du rythme de réalisation actuel et du nombre d´installations déjà adjudiquées mais pas encore réalisées, l´ajout de capacité supplémentaire en 2022 ne devrait pas dépasser les 3 GW au mieux /1/. Les mesures annoncées par le nouveau gouvernement facilitant le développement des éoliennes terrestres ne produiront leurs effets qu´avec un certain retard. De ce fait un ajout proche de 10 GW/an sera vraisemblablement nécessaire à partir du milieu des années vingt, cf. figure 5.

Fig 5 Wind_an_Land_Ziele_2030
Figure 5 : capacité installée et ajout annuel (prévisions à partir de 2022 selon l´objectif politique à l´horizon de 2030)

En outre, une capacité de presque 25 GW d´éolien terrestre sortira du mécanisme de soutien jusqu´à fin 2030, selon une information du gouvernement au parlement allemand /12/. Il est certes difficile de prévoir combien de temps la poursuite de l´exploitation de ces éoliennes sera rentable d´un point de vue économique et technique. En tenant compte du démantèlement des anciennes éoliennes au cours des prochaines années, l´atteinte de l´objectif de 2030 nécessite un effort supplémentaire au niveau du rythme de réalisation des nouveaux projets.

Parc éolien en mer

Au 31 décembre 2021, une capacité de 7 794 MW était en exploitation, soit 1501 éoliennes. Aucune nouvelle éolienne n´a été raccordée au réseau en 2021. Une capacité de 24 MW a été rajoutée par suite de la mise à niveau de 132 éoliennes existantes (cf. tableau 4).

Tableau 4 Offshore_2021
Tableau 4 : Chiffres du parc éolien en mer au 31 décembre 2021 selon /1/

Par voie d´appels d´offres, 4,1 GW ont été déjà adjudiqués pour une réalisation entre 2022 et 2026, de sorte que la capacité pourra être portée à près de 12 GW d´ici fin 2026 (cf. figure 6).

Fig 6 Zubau 2030 offshore
Figure 6 : évolution de la puissance des éoliennes en mer raccordées sur le territoire allemand et prévisions pour 2026 selon /1/

Caractéristiques des éoliennes en mer installées

Les éoliennes en mer installées en Allemagne jusqu´à fin 2021 ont une puissance unitaire de près de 5,2 MW en moyenne. Dans la prochaine phase de développement (jusqu´en 2025), une augmentation de la puissance unitaire jusqu´à 15 MW est prévue.

En moyenne, les éoliennes installées d´ici fin 2021 ont une profondeur d´eau de 30 m et une distance de la côte de 74 km.  Les installations prévues jusqu’en 2025 ne diffèrent guère de celles existantes, cf. tableau 5. Les parcs éoliens les plus éloignés de la côte se trouvent à plus de 120 km  et des profondeurs d´eau allant jusqu´à 44 mètres.

Les fondations dites à « monopieu » restent la technologie la plus utilisée en Allemagne. Les éoliennes qui seront mises en service jusqu`en 2025 utiliseront aussi ce type de fondation.

Les caractéristiques des éoliennes en mer sont résumées dans le tableau 5.

Tab 5 Characteristiques offshore
Tableau 5 : caractéristiques des éoliennes en mer en Allemagne selon /1/

Répartition des éoliennes en Mer du Nord et Mer Baltique sur le territoire allemand

Les éoliennes en mer sont réparties sur la Mer du Nord et la Mer Baltique. Fin 2021, la Mer du Nord dispose de 6698 MW (1269 éoliennes) et la Mer Baltique de 1096 MW (232 éoliennes).

Dans le cadre des appels d´offres réalisés, un volume de 3042 MW a été retenu en Mer du Nord et de 1033 MW en Mer Baltique. La mise en service de ces projets est prévue entre 2022 et 2026.

Fig 7 Offshore repartition mer
Figure 7 : Répartition des éoliennes sur la Mer du Nord et la Mer Baltique selon /1/

Production en 2021

Selon les chiffres de Deutsche WindGuard /1/, la production s´élève à 26,1 TWh en 2021.  Cela correspond à une baisse de 10% par rapport à 2020 en raison de conditions météorologiques moins favorables et notamment l´absence de tempêtes hivernales (cf. figure 8).

Sous l´hypothèse d´une puissance moyenne de 7,79 GW au réseau, le facteur de charge est estimé à 38% soit environ 3350 heures équivalent pleine puissance (hepp).

Fig 8 production Offshore_2021
Figure 8 : production mensuelle et cumulée des éoliennes en mer en 2020 et 2021 selon /1/

Résultat de l´appel d´offres 2021

L´Agence Fédérale des Réseaux a publié le 9 septembre 2021 le résultat de l´appel d´offres 2021 /13/. Un volume de 958 MW a été appelé, réparti sur trois zones. Un volume de 658 MW a été attribué en Mer du Nord sur 2 zones et un volume de 300 MW en Mer Baltique sur une zone.  Les énergéticiens retenus se passeront totalement du soutien. Deux zones ont même fait l´objet de plusieurs offres à 0 ct/kWh, c´est pour cela qu´un tirage au sort, prévu par la Loi dans ce cas, a été appliqué.

L´adjudication s´accompagne du droit à un raccordement au réseau – financé par le consommateur d´électricité via le tarif d´utilisation des réseaux – et à la possibilité d´exploiter le parc pendant au moins 25 ans.

Prévisions de développement et objectif politique à l´horizon de 2030, 2035 et 2045

Selon la nouvelle coalition au pouvoir /5/, /6/, il est prévu de rehausser d´ici 2030 la capacité à 30 GW contre 20 GW auparavant. Une capacité de 40 GW est visée d´ici 2035 et au moins 70 GW d´ici 2045.

En plus des 7,8 GW en service, un volume total de 4,1 GW a été adjudiqué par voie d´appels d´offres pour une réalisation entre 2022 et 2026 (pour 2,2 GW en stade de planification avancée, la décision finale d´investissement a été prise). La réalisation de 18,1 GW supplémentaires sera nécessaire pour atteindre l´objectif de 2030. Les appels d´offres actuellement prévus comportent un volume appelé de 8,7 GW. Le volume appelé doit donc être rehaussé de 9,4 GW, cf. figure 9.

Fig 9 objectifs Offshore_2030_2035_2045
Figure 9 : éoliennes en mer en service, volumes attribués/appelés et prévisions à l´horizon de 2030, 2035 et 2045 selon /1/

L´objectif de 70 GW d´ici 2045 requiert le développement de nouvelles zones d´exploitation en mer. Cependant la superficie à disposition en Mer du Nord et en Mer Baltique pour la mise en place des éoliennes est limitée, en tenant compte des réserves naturelles et des routes maritimes. Selon les études actuelles, une capacité éolienne en mer supérieure à 40 GW serait possible mais une densité de puissance éolienne trop élevée pourrait baisser sensiblement le facteur de charge à cause de l´effet de sillage (turbulences entre les machines) /14/. La capacité installée n´est donc pas le seul facteur déterminant, mais aussi la productivité obtenue.

Références

/1/ Deutsche WindGuard (2022) Windenergie-Statistik: Jahr 2021, en ligne : https://www.windguard.de/jahr-2021.html

/2/ Allemagne-Energies (2022) Allemagne : les chiffres clés de l´énergie en 2021, en ligne : https://allemagne-energies.com/2022/01/16/allemagne-les-chiffres-cles-de-lenergie-en-2021/

/3/ FA Wind (2021) Weiterbetrieb von Windenergieanlagen – Was gilt es zu beachten ? En ligne : https://www.fachagentur-windenergie.de/fileadmin/files/Veroeffentlichungen/Planung/FA_Wind_Kurzinformation_Weiterbetrieb_01-2021.pdf

/4/ Deutsche Windguard (2020) Volllaststunden von Windenergieanlagen an Land, en ligne : https://www.windguard.de/veroeffentlichungen.html?file=files/cto_layout/img/unternehmen/veroeffentlichungen/2020/Volllaststunden%20von%20Windenergieanlagen%20an%20Land%202020.pdf

/5/ 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/

/6/ BMWK (2022) Habeck legt Eröffnungsbilanz Klimaschutz vor „Müssen Geschwindigkeit der Emissionsminderung verdreifachen.“ Communiqué de presse du 11 janvier 2022, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2022/01/20220111-habeck-legt-eroffnungsbilanz-klimaschutz-vor.html

/7/ FA Wind (2021) Ausbausituation der Windenergie an Land im Herbst 2021, en ligne : https://www.fachagentur-windenergie.de/fileadmin/files/Veroeffentlichungen/Analysen/FA_Wind_Zubauanalyse_Wind-an-Land_Herbst_2021.pdf

/8/ FA Wind (2019) Hemmnisse beim Ausbau der Windenergie in Deutschland, en ligne : https://www.fachagentur-windenergie.de/fileadmin/files/Veroeffentlichungen/Analysen/FA_Wind_Branchenumfrage_beklagte_WEA_Hemmnisse_DVOR_und_Militaer_07-2019.pdf

/9/ Allemagne-Energie (2018) Retour d´expérience des appels d´offres de l´éolien terrestre en 2017 (Mise à jour du 8 juin 2018), en ligne : https://allemagne-energies.com/2018/02/22/retour-dexperience-des-appels-doffres-de-leolien-terrestre-en-2017/

/10/ Umweltbundesamt (2019) Flächenanalyse Windenergie an Land, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/analyse-der-kurz-mittelfristigen-verfuegbarkeit-von

/11/ Deutsche WindGuard (2018) Status des Windenergieausbaus an Land in Deutschland 2017, en ligne : https://www.windguard.de/windenergie-statistik-jahr-2017.html

/12/ Deutscher Bundestag (2020) Rückbau und Entsorgung von Windrädern. Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der Fraktion der AfD. Bundestags-Drucksache 19/17209 vom 14.02.2020. Deutscher Bundestag. En ligne : http://dip21.bundestag.de/dip21/btd/19/172/1917209.pdf.

/13/ Bundesnetzagentur (2021) Ergebnisse der Ausschreibungen für Offshore-Windenergie, Communiqué de presse du 9 septembre 2021, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2021/20210909_Offshore.html

/14/ Allemagne-Energies (2020) Le développement de l´éolien maritime dans la partie allemande de la Mer du Nord tributaire de l’effet de sillage, en ligne : https://allemagne-energies.com/2020/04/17/le-developpement-de-leolien-maritime-dans-la-partie-allemande-de-la-mer-du-nord-tributaire-de-leffet-de-sillage/