Allemagne : les chiffres clés de l´énergie en 2021

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Les contradictions de la politique énergétique allemande apparaissent au grand jour. D´un côté, les ambitions augmentent : critiqué par la Cour Constitutionnelle, le gouvernement relève l´objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre à 65% d´ici 2030 et avance la neutralité carbone à 2045.  

D´un autre côté, les émissions allemandes sont en hausse d´environ 4,5% par rapport à 2020 et la part des énergies renouvelables dans le mix électrique baisse pour la première fois de manière significative. La production d´électricité à partir des centrales à charbon atteint à nouveau un niveau record mais le gouvernement maintient son calendrier de sortie du nucléaire, une énergie bas carbone.

A l´occasion de la présentation d´un premier bilan le 11 janvier 2022 /22/, Robert Habeck, le nouveau vice-chancelier et Ministre de l´Économie et de la Protection du Climat, constate un retard considérable quant à l´atteinte des objectifs climatiques dans tous les secteurs. Les objectifs climatiques pour 2022 et 2023 sont déjà considérés comme hors d´atteinte et les mesures actuellement engagées sont largement insuffisantes. Tout sera mis en œuvre pour atteindre les objectifs de 2030 définis dans le contrat de coalition du nouveau gouvernement /20/. Pour cela il faut tripler le rythme de réduction des émissions et faire nettement plus en moins de temps. Il est prévu de faire voter deux paquets de mesures d´urgence d´ici à l´été, afin qu´ils entrent en vigueur fin 2022.

Selon les données statistiques provisoires, les résultats énergétiques 2021 se résument comme suit :

  • L´évolution de la consommation d´énergie primaire est à la fois imputable à la crise sanitaire et à des températures globalement plus froides par rapport à 2020. La consommation augmente de 2,6 % par rapport à 2020 mais reste encore inférieure au niveau de 2019. Les énergies fossiles représentent plus des trois quarts de la consommation d´énergie primaire ;
  • La consommation d´électricité augmente de presque 3% suite au rattrapage conjoncturel sans toutefois atteindre le niveau de 2019 ;
  • La production d´électricité renouvelable accuse une baisse de presque 5% par rapport à 2020 notamment en raison d´une forte baisse de la production éolienne. En conséquence, la part des énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité marque un recul à 42,3 % (2020 : 45,6%) ;
  • La lenteur du développement des énergies renouvelables, notamment de l´éolien, met en péril l´objectif du nouveau gouvernement de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité d´ici 2030 ;
  • Progression de la production des centrales à charbon et nucléaires. Le couple lignite/houille est à nouveau la première source de production électrique ;
  • Le solde exportateur s´élève à environ 20 TWh, en léger recul par rapport à 2020 ;
  • Selon une première estimation, les émissions de gaz à effet de serre augmentent d´environ 4,5% (~ 33 MtCO2éq) par rapport à 2020 pour atteindre 772 MtCO2éq. L´Allemagne ne prend pas seulement à nouveau du retard sur son objectif 2020 (- 40% d´émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990) mais s´éloigne aussi de son objectif climatique de 2030 (- 65% d´émissions par rapport à 1990).

Les projets phares du tournant énergétique allemand en 2021 : 

  • Taxe carbone sur les émissions des produits combustibles non couverts par le Système Européen d´Échange de Quotas d´Émissions ;
  • Avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables (EEG 2021) visant une part des énergies renouvelables de 65% à la consommation brute d´électricité d´ici 2030 ;
  • Avenant à la Loi sur la Protection du Climat pour un durcissement de l´objectif climatique (neutralité carbone en 2045) ;
  • Contrat de coalition du nouveau gouvernement visant entre autres une part des énergies renouvelables de 80% à la consommation brute d´électricité et 50% de la chaleur produite de manière climatiquement neutre d´ici 2030 ;
  • Arrêt de 3 centrales nucléaires et 6 centrales à charbon fin 2021Photo BNetzA

Consommation énergétique

Selon AG Energiebilanzen /1/, la consommation d´énergie primaire atteint 3387 TWh (291 Mtep) en 2021, cela correspond à une augmentation de 2,6 % (~ 84 TWh) par rapport à l´année précédente (2020 : 3303 TWh ou 284 Mtep). L´augmentation de la consommation énergétique a été entièrement assurée par des énergies conventionnelles. La contribution des énergies renouvelables est restée globalement au niveau de 2020.

La hausse de la consommation énergétique s´explique par la reprise économique et des températures plus froides par rapport à 2020. Corrigée de l´aléa météorologique la consommation énergétique augmente seulement de 0,6% selon /1/.

Toutefois, la consommation énergétique est encore inférieure au niveau d´avant la crise sanitaire. Le développement énergétique et économique en Allemagne continue d´être influencé par les effets de la pandémie.

Les énergies fossiles continuent de représenter plus des trois quarts de la consommation énergétique. Le pétrole reste l´énergie fossile la plus importante en 2021 suivi par le gaz naturel.

Néanmoins, la consommation des produits pétroliers a connu une réduction de 5,1% par rapport à 2020. Le recul de la part du pétrole dans la consommation d´énergie primaire à 31,8% (2020 : 34,4 %) s´explique en partie par la crise sanitaire et en partie par des effets de réduction de stocks compte tenu de la hausse du prix du combustible.

La consommation de gaz naturel a augmenté de 3,9% par rapport à 2020. La part du gaz naturel dans la consommation d´énergie primaire augmente donc légèrement à 26,7% (2020 : 26,4%). La forte hausse du prix du gaz au second semestre a entraîné un basculement vers d´autres sources d´énergie, comme la houille sur le marché de l´électricité. En revanche la hausse du prix n´a joué aucun rôle dans le besoin en chauffage. Le gaz naturel reste, après le mazout, la principale source d´énergie pour le chauffage en Allemagne.

Le charbon (couple lignite/houille) atteint une part totale de 17,9% de la consommation d´énergie primaire. La consommation de lignite a augmenté de 18,0 % par rapport à 2020, mais est restée inférieure d´environ 3 % par rapport à 2019 et suit donc la tendance baissière à long terme.

La consommation de la houille a augmenté de 17,9 % en 2021. L´utilisation de la houille dans les centrales électriques, qui représente environ la moitié de sa consommation totale, a augmenté d´un quart. La demande de la houille de l´industrie sidérurgique a augmenté de 13%. Comme pour le lignite, cette évolution a été favorisée par la hausse des prix des autres sources d´énergie ainsi que par la baisse de la production renouvelable.

La part du nucléaire dans la consommation d´énergie primaire a légèrement augmenté à 6,2%, soutenue par une consommation d´électricité plus élevée, la production renouvelable en baisse ainsi qu´une augmentation du prix des énergies fossiles et de la tonne de CO2 sur le marché européen.

Fig 1 Energie primaire 2021
Figure 1 : Consommation d´énergie primaire selon /1/La contribution des énergies renouvelables à la consommation d´énergie primaire a légèrement diminué de 0,2% par rapport à 2020 /1/

La contribution des énergies renouvelables à la consommation d´énergie primaire a légèrement diminué de 0,2% par rapport à 2020 /1/. Compte tenu d´une consommation énergétique plus élevée en 2021 leur part dans la consommation d´énergie primaire a en conséquence diminué à 16,1% (2020 : 16,5%)

Consommation et production d´électricité

Le secteur électrique a été influencé en 2021 par des facteurs assez divers :

  • Restrictions de la vie économique et publique dues à la crise sanitaire de la Covid -19 au début de l´année ;
  • Températures globalement plus froides au premier semestre ;
  • Forte baisse de la production éolienne du fait de conditions météorologiques défavorables ;
  • Reprise de l´activité économique aux 2e et 3e trimestres ;
  • Hausse significative du prix de gros sur le marché de l´électricité et de la tonne de CO2 sur le marché européen au cours du second semestre 2021.

La consommation intérieure brute d´électricité a été marquée à la fois par des températures relativement froides au premier semestre et par des effets de rattrapage conjoncturel. En 2021, elle a augmenté de presque 3% pour atteindre environ 562 TWh (2020 : 546 TWh), soit presque le niveau de 2019 (568 TWh).

Le plus grand consommateur d´électricité a été l´industrie, avec une part de 45 %, la part des ménages à la consommation s´élève à 26%.

Sous l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables serait entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation brute a baissé plus de 3% et s´élève à 42,3 % contre 45,6% en 2020 /2/.  Conformément aux prescriptions du gouvernement fédéral, il s´agit du taux déterminant pour la réalisation des objectifs en matière d´énergies renouvelables.

La production brute d´électricité a augmenté de 2,7 % à 582 TWh (2020 : 567 TWh). Le mix de production électrique enregistre en 2021 une hausse des sources conventionnelles. Leur part dans la production brute est passée à 59% en 2021 (2020 : 56%). Presque 20% de la production nette de l´Allemagne (554 TWh) ont été fournis par des centrales à cogénération (production injectée dans le réseau public, autoconsommation de l´industrie et installations privées), soit environ 110 TWh /3/.

Depuis 1997, la production d´électricité renouvelable n´a cessé d´augmenter /4/. Les années avec des conditions métrologiques défavorables ont été compensées par l´augmentation de leur capacité installée. En revanche, en 2021 la production des énergies renouvelables accuse un recul de presque 5% par rapport à 2020 /3/, /4/. Leur part dans la production brute d´électricité baisse à environ 41% (2020 : 44%). En cause notamment la forte baisse de la production éolienne en raison des conditions météorologiques défavorables. En outre, l´ajout de nouvelles capacités a été faible en 2019 et 2020.

Fig 2 Production electricite 2020-2021
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2021 /3/ (données entre parenthèses pour 2020)

Le tableau 1 ci-dessous détaille la production brute pour chaque filière en 2021 par rapport à 2020 pour l´ensemble du secteur de l´électricité, y compris la production destinée à l´autoconsommation de l´industrie, individuelle et collective.

Le couple lignite/houille a produit presque 21% de plus que l´année précédente et redevient avec 162,6 TWh la première source de production électrique. Le nucléaire a produit environ 7% de plus. En revanche, la production des centrales à gaz a baissé d´environ 6% car, par l´effet du « merit order », elles se sont trouvées derrière les centrales à houille en raison d´une forte augmentation du prix du gaz, malgré le coût élevé des certificats de CO2 sur le marché européen.

Malgré la forte baisse, les éoliennes ont produit avec 177,3 TWh environ la moitié de l´électricité renouvelable sur l´ensemble de l´année. La production des installations photovoltaïques a augmenté d´environ 5% à 51,2 TWh. Cette quantité d´électricité comprend non seulement les injections dans le réseau public (~ 49 TWh), mais aussi l´autoconsommation de l´électricité.

La biomasse, y compris les énergies biogènes, a produit à peu près la même quantité d´électricité que celle de l´année précédente (~50 TWh).

L´hydroélectricité, qui a une importance limitée outre-Rhin, a produit presque 20 TWh en 2021 soit une hausse d´environ 5% par rapport à 2020.

T 1 Tableau Production_Consommation
Tableau 1 : Production et consommation d´électricité 2019 et 2020 selon /3/ (les chiffres de 2021 sont provisoires)

Au cours de la dernière décennie, la production renouvelable a doublé, tandis que la production du couple houille et lignite a reculé de presque 40%. Malgré cela l´année 2021 marque pour la première fois une inversion des tendances de l´évolution des renouvelables et du charbon (cf. figure 3).

Fig 3 Evolution diferentes filieres
Figure 3 : Evolution de la production brute des différentes filières depuis 2010 /3/

L´augmentation de la production renouvelable au cours de la dernière décennie ne cache toutefois pas le fait que la production brute totale bas carbone (énergies renouvelables et nucléaire) est en baisse depuis 2020.

Les énergies renouvelables n´arrivent pas à suppléer la perte de production résultant de l´arrêt de la centrale nucléaire de Philippsburg 2 fin 2019. Le bilan devrait encore s´aggraver après l´arrêt des centrales nucléaires de Gundremmingen unité C, Grohnde et Brokdorf fin 2021 /5/. Déjà dans le passé l´arrêt de centrales nucléaires a eu un impact négatif sur l´évolution de la production bas carbone (figure 4).

Fig 4 co2 frei
Figure 4 : Evolution de la production totale brute bas carbone (énergies renouvelables et nucléaire) selon /3/

Sans qu´une seule tonne de CO2 supplémentaire soit économisée, une augmentation de 25% de la production renouvelable d´ici fin 2022 serait nécessaire pour pallier les 65 TWh nets produits par les six centrales nucléaires en 2021.

Puissance installée

Actuellement l´Allemagne exploite deux parcs de production en parallèle pour une pointe de consommation autour de 82 GW.

Le pays disposait fin 2021 d´un parc de production d´environ 226 GW nets hors systèmes de stockage (STEP, batteries etc.) dont ~ 88 GW de moyens pilotables conventionnels et ~138 GW d´installations renouvelables.

Compte tenu des centrales arrêtées fin 2021 et des centrales en réserve stratégique, environ 73 GW de centrales conventionnelles (y compris les centrales diverses mais hors systèmes de stockage) sont activement sur le marché électrique au début 2022.

Le tableau 2 ci-dessous détaille l´évolution de la puissance totale nette installée du secteur électrique en 2021 et 2020, y compris les centrales de l´industrie servant principalement à l´autoconsommation.

T2 Puissance installee 2021
Tableau 2 : Puissance installée en 2020 et 2021 hors du stockage de l´énergie (stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), batteries, etc.) selon /3/ (les chiffres de 2021 sont provisoires)

Centrales conventionnelles

Centrales nucléaires

Baisse de la puissance installée à 4,055 GW à partir du 01.01.2022 par suite de l´arrêt de trois centrales nucléaires (4,058 GW) le 31.12.2021 /3/.

Centrales à houille

Suite aux résultats des deux premiers appels d´offres sur la fermeture anticipée des centrales à houille et centrales à lignite inférieures à 150 MW, un peu plus de 6,2 GW ont été fermés ou retirés du marché en 2021 /3/. De plus environ 3,6 GW sont en réserve stratégique en marge du marché de l´électricité. Ces centrales pourraient être activées en cas de besoin.

Le 01.01.2022 une puissance d´environ 15 GW est activement disponible sur le marché de l´électricité.

Centrales à lignite

Déclassement de 3 centrales à lignite (910 MW au total) le 31.12. 2021 /3/.

Le 01.01.2022 environ 17 GW sont activement disponibles sur le marché de l´électricité et environ 1,9 GW en marge du marché assurant une réserve ultime pour des situations extrêmes. En cas de besoin, ces centrales doivent être opérationnelles dans un délai de 10 jours.

Centrales à gaz

Le 01.01.2022 environ 27,5 GW sont activement sur le marché de l´électricité. Environ 1,57 GW sont en réserve stratégique et 1,06 GW font partie du mécanisme de capacité (voir plus haut)

Centrales au fioul

Le 01.01.2022 environ 3,1 GW sont activement sur le marché de l´électricité. Environ 1,6 GW sont actuellement en réserve stratégique.

Stockage d´énergie

L´Allemagne dispose d´une capacité de stockage totale d´environ 11,8 GW /2/.

Les STEP (Stations de Transfert d´Énergie par Pompage) ont une capacité nette totale de 9,8 GW y compris les installations au Luxembourg et en Autriche qui injectent de l´électricité directement dans le réseau allemand /7/.

Fin 2021, la capacité cumulée des batteries est estimée à environ 2 GW (batteries photovoltaïques et à grande capacité /2/).

Outre la capacité de stockage (GW), la quantité d´électricité stockée (GWh) est un paramètre important, car la capacité de puissance seule ne fournit pas d´informations sur la durée pendant laquelle cette capacité peut être mobilisée. Il convient de faire la distinction entre la quantité de stockage théorique et la quantité réelle. En effet, de nombreux systèmes de stockage par batterie ne sont pas entièrement déchargeables en mode de fonctionnement normal. Ces données ne sont malheureusement pas suffisamment connues.

La durée de fonctionnement à pleine charge des stations de pompage-turbinage est également limitée dans le temps en fonction du niveau de remplissage lorsqu´elles sont appelées. La quantité d´énergie stockée maximale actuellement disponible des STEP connectées au réseau allemand correspond à environ 40 GWh par cycle de charge.

Il n´est donc guère possible d´en tirer une conclusion étayée sur la disponibilité des capacités de stockage en cas de besoin /2/.

Energies renouvelables

La capacité installée des énergies renouvelables a augmenté de 7,5 GW, soit d´environ 6 % par rapport à 2020, pour passer à 138,4 GW. Toutefois, la capacité ajoutée en 2019 et 2020 a été faible et le développement doit être fortement redynamisé pour atteindre les objectifs climatiques à l´horizon de 2030.

Photovoltaïque

Environ 5,8 GWc (~11%) ont été ajoutés, portant la capacité nette totale installée à 59,5 GWc fin 2021. C´est la première fois depuis 2012 que l´installation de capacité photovoltaïque dépasse les 5 GW. Seule la période 2010 – 2012 a connu un rythme d´installation de capacités additionnelles par an plus élevé.

Éolien terrestre

La capacité installée des éoliennes terrestres a augmenté de près de 1,7 GW en 2021, soit environ 3% pour atteindre un total d´environ 56,1 GW. La tendance de développement est certes positive par rapport à 2020 qui a été très faible avec un ajout de seulement 1,2 GW. Mais la construction annuelle de nouvelles éoliennes reste toujours nettement inférieure à celle des années 2014 – 2017.

Éolien en mer

Aucune nouvelle éolienne n´a été ajoutée en 2021. La puissance totale s´élève à 7,8 GW fin 2021.

Biomasse/Hydroélectricité

La capacité installée reste pratiquement inchangée.

Relation entre puissance installée et production réalisée

La puissance nette installée des énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) représente plus de la moitié de la puissance totale installée en Allemagne fin 2021. Cependant, éolien et photovoltaïque n´ont produit – lissé sur l´année – qu´environ un tiers de l´électricité en 2021 (voir figure 5). Cela correspond à un facteur de charge moyen 1) d´environ 16%, sans toutefois apporter une contribution durable à la sécurité d´approvisionnement car la production est très fluctuante au cours de l´année.

Fig 5 Capacite_production en pourcent 2021
Figure 5 : puissance nette installée et production nette en pourcentage en 2021 (hors STEP) selon /3/

A titre de comparaison, le nucléaire allemand, qui, avec 8,1 GW nets, représente environ 3,6% de la puissance installée en 2021, a produit 11,3 % nets de l´électricité. Cela correspond à un facteur de charge moyen de 91,6 %.

Faits marquants des énergies renouvelables intermittentes en 2021

Les résultats des énergies renouvelables démontrent les limites de la conversion aux sources renouvelables intermittentes.

Outre de nombreux épisodes de faible production éolienne et photovoltaïque au cours de l´année, une forte variabilité inter-saisonnière et interannuelle des sources renouvelables intermittentes a été à nouveau mise en évidence en 2021.

Normalement l´automne et l´hiver sont les périodes les plus venteuses. En revanche, le premier trimestre 2021 a connu une période assez peu venteuse (voir figure 6).  La production éolienne terrestre a été inférieure de 42 % par rapport au premier trimestre de l´année précédente.

La production éolienne en mer a été en baisse de plus de 7% par rapport à 2020. En cause l´absence de tempêtes hivernales.

Fig 6 Jahresverlauf Wind 2021
Figure 6 : Fluctuation mensuelle de la production éolienne en 2021 et variation en pourcentage par rapport à 2020 /3/

Le photovoltaïque a produit 4,9 % de plus que l´année précédente. Selon le service météorologique allemand, la durée d´ensoleillement a été avec 1 650 heures au-dessus de la moyenne, mais inférieure aux 1 901 heures de 2020 /12/.

Notamment janvier 2021 a été marqué par la pluie et le manque de soleil (voir figure 7). La production était nettement inférieure par rapport à janvier 2020 (- 42,1 %). En revanche, en juin (+ 28,7%) et en octobre (+ 53,8%) la production photovoltaïque a été la plus élevée jamais enregistrée pendant ces mois-ci.

La production hydroélectrique s´est accrue de 5,3 % par rapport à 2020 en raison de fortes précipitations durant les mois d´été /4/.

Fig 7 Jahresverlauf PV_Hydro 2021
Figure 7 : Fluctuation mensuelle de la production photovoltaïque et hydroélectrique en 2021 et variation en pourcentage par rapport à 2020 /3/

Échanges transfrontaliers d´électricité

Le solde des exportations d´électricité de l´Allemagne a baissé au cours des dernières années /3/ et s´élève à environ 20,4 TWh en 2021 (figure 8).

Les échanges transfrontaliers dépendent non seulement de l´offre et de la demande, mais aussi des prix de l électricité dans les pays voisins. Les prix de gros sur le marché day-ahead de chaque pays sont le résultat de cette interaction.

Depuis novembre 2020, l´échange transfrontalier direct entre l´Allemagne et la Belgique est possible via l´interconnexion ALEGrO /8/. En avril 2021, l´interconnecteur NordLink /9/, qui relie la Norvège avec l´Allemagne, est pleinement entré en fonction.

Fig 8 export _ import
Figure 8 : Solde des échanges transfrontaliers d´électricité en TWh selon /3/ (les chiffres de 2021 sont provisoires)

La structure des échanges physiques entre l´Allemagne et les pays voisins a changé. Les exportations vers la Suisse et la France ont augmenté, les importations ont été plus importantes en provenance de la République tchèque et de l´Autriche. Il convient toutefois de noter qu´en raison de la situation centrale de l´Allemagne en Europe, une certaine partie des flux physiques transfrontaliers sont des flux de transit et des flux en boucle.

Pour un pays donné, le solde total des échanges physiques et contractuels devrait, dans l´idéal, être le même.

Modernisation des réseaux de transport

Le développement des réseaux de transport et de distribution est crucial pour la transition énergétique /10/, /11/.

Les gisements de vent, dans le nord du pays, étant géographiquement distants des grands centres de consommation dans l´ouest et sud industriel, l´épine dorsale est constituée par plusieurs tracés nord – sud en courant continu afin de limiter les congestions.

Le plan actuel du réseau de transport prévoit environ 12.240 km terrestres (nouvelles lignes et renforcement des lignes existantes). Seuls 15,1% (1.848 km) étaient réalisés à la fin du troisième trimestre 2021 /10/.

A cela se rajoute la connexion des éoliennes en mer, environ 3650 km à réaliser d´ici 2030.

Le développement des réseaux de distribution est également d´une grande importance pour la mise en œuvre de la transition énergétique. La majorité des installations d´énergies renouvelables décentralisées y est raccordée. De plus, l´électrification des autres secteurs de l´économie conduit à la croissance rapide des nouveaux consommateurs connectés majoritairement au réseau de distribution.

Émissions de gaz à effet de serre

Les émissions de gaz à effet de serre augmentent en 2021 d´environ 4,5% (~ 33 MtCO2éq) par rapport à 2020 pour atteindre 772 MtCO2éq selon la première estimation d´Agora Energiewende /2/. L´Allemagne ne prend pas seulement à nouveau du retard sur son objectif 2020 (- 40% d´émissions par rapport à 1990) mais aussi l´espérance d´atteindre son objectif climatique de 2030 s´amenuise.

Les principales raisons sont l´augmentation de la consommation énergétique due à la reprise économique, à un hiver plus froid avec un besoin de chauffage accru et à une part plus importante d´électricité produite à partir du charbon suite au recul de la production renouvelable.

L´avenant à la Loi sur la Protection du Climat, entré en vigueur fin août 2021, vise une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 65% d´ici 2030 par rapport à 1990 (voir plus loin). Pour y arriver la Loi fixe des objectifs juridiquement contraignants en matière d´émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique.

Le secteur de l´énergie enregistre une hausse des émissions de 26 Mt CO2éq en raison d´un mix de production d´électricité plus carboné. Pour ce secteur n´existent que des objectifs sectoriels pour 2020 et 2022. Malgré la forte augmentation des émissions en 2021, ce secteur pourrait encore atteindre son objectif de 2022, soit 257 Mt CO2éq, compte tenu du fait qu´en 2020 les émissions ont été avec 221 Mt CO2éq bien en-dessous de la valeur cible de 280 Mt CO2éq.

En revanche, les objectifs sectoriels fixés pour 2021 n´ont pas été atteints dans les secteurs du bâtiment et des transports. Pour le secteur du bâtiment c´est la deuxième fois consécutive. Les émissions dans ce secteur ont augmenté d´environ 4 % par rapport à l´année précédente et ont dépassé de 12 millions de tonnes de CO2 l´objectif sectoriel de 113 Mt CO2éq pour 2021. La principale raison a été la température plus fraîche accompagnée d´un besoin de chauffage accru.

L´objectif pour le secteur des transports a été manqué de peu malgré des activités économiques réduites en 2021 en raison de la crise sanitaire.

En cas de non-respect des objectifs climatiques, les ministères compétents doivent présenter un programme d´urgence afin de s´engager le plus rapidement possible sur une voie de réduction pour atteindre les objectifs annuels.

La figure 9 montre l´objectif de 2030 et l´évolution des émissions allemandes de gaz à effet de serre contenues dans le «panier de Kyoto» en millions de tonnes de CO2éq par an à partir de 2010 selon /2/.

Fig 9 emission 2021
Figure 9 : Évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an et objectif de 2030 (les chiffres de 2021 sont provisoires)

En l´absence de nouvelles mesures de protection du climat, conjuguée à l´arrêt de trois centrales nucléaires (environ 4 GW de capacité bas carbone) fin 2021 (voir plus loin), les émissions devraient encore augmenter en 2022. 

Evolution des prix de gros de l´électricité 

La forte hausse des prix des énergies fossiles a secoué les marchés de l´énergie en 2021 /2/.

Le gaz naturel a connu un tel renchérissement que le charbon est devenu plus avantageux, bien que le prix de la tonne de CO2 sur le marché européen ait battu de nouveaux records.

Si 2020 avait été marqué par un faible prix (30,47 €/MWh) en moyenne annuelle pour le marché de gros day-ahead dans la zone Allemagne/Luxembourg, celui-ci a triplé en 2021 (voir tableau 3) en passant à 96,85 €/MWh en moyenne /12/, /13/. Le prix de gros a marqué un record depuis 2000, date du début des échanges boursiers d´électricité en Allemagne.

T3 prix spot
Tableau 3 : Sélection des prix de gros day-ahead pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg /12/

Le prix de gros le plus élevé de l´année a été enregistré le mardi 21 décembre entre 17h et 18h avec 620,00 €/MWh. Une consommation d´électricité élevée de 66,5 GW a coïncidé avec une production renouvelable de seulement 8,8 GW.

Le prix de gros le plus bas a été enregistré le samedi 22 mai entre 14h et 15h avec – 69,00 €/MWh. Dans cette plage horaire, la production renouvelable a été très élevée, couvrant presque 98% de la consommation totale.

Pendant environ 30% des jours de l´année, le prix de gros sur le marché day-ahead a été négocié à plus de 100 €/MWh.

Bien que le volume négocié sur les bourses ne représente qu´une fraction du volume total des échanges commerciaux, les marchés day-ahead de l´EPEX SPOT pour une livraison d´électricité le jour suivant sont considérés comme un indicateur des prix. Une fourchette de prix de -500 €/MWh à 3 000 €/MWh est définie pour le négoce day-ahead /14 /.

La figure 10 montre la moyenne du prix day-ahead par mois calculée à partir des 24 prix horaires d´une journée pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg.

fig 10 Prix spot 2019_2021
Figure 10 : Prix sur le marché day-ahead de l´EPEX SPOT (moyenne par mois de 2019 à 2021) pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg /15/

L´année 2021 a été marquée par une évolution des prix de gros sans précédent. Le prix de gros sur le marché day-ahead a plus que quadruplé en passant de 52,81 €/MWh en janvier à 221,06 €/MWh en décembre. La raison en était l´augmentation du prix du gaz naturel et l´utilisation accrue de centrales à charbon. Cela a entrainé un accroissement de la demande de certificats d´émission de CO2 suivi d´une forte hausse du prix de la tonne de CO2 sur le marché européen.

Toutefois les résultats des échanges sur le marché à terme qui donnent une indication de l´évolution future des prix de gros laissent présumer une baisse des prix à partir d´avril 2022.

Episodes de prix négatifs au marché spot

Depuis plusieurs années le marché de gros en Allemagne est confronté à des épisodes de prix négatifs. Dans ces situations, les vendeurs payent les acheteurs, ce qui constitue une situation de marché singulière. Ces situations apparaissent en particulier en cas d´abondance de production d´électricité d´origine renouvelable mais de faible demande, situations au cours desquelles certains moyens de production classiques ne peuvent pas fonctionner en deçà d´un minimum technique.

Depuis 2015 les épisodes de prix négatifs sont bien plus fréquents et marqués. En 2020 le nombre de pas horaires de prix négatifs a battu un record avec 298. En revanche en 2021 le nombre de pas horaires a diminué de plus de la moitié à 139 /12/, /13/. La figure 11 montre les pas horaires mensuels avec des prix négatifs négociés sur le marché day-ahead.

Fig 11 Nombre heures prix negatif 2019_2021
Figure 11 : Pas horaires par mois avec des prix négatifs sur le marché de gros /10/, /13/

La réglementation en vigueur depuis 2017 prévoit la suspension de la rémunération si le prix de gros affiche une valeur négative pendant au moins six heures sans interruption pour les éoliennes > 3 MW et les autres installations d´énergies renouvelables > 500 kW mises en service à partir de 2016. Dans ce cas les exploitants ne recevront plus le complément de rémunération rétroactivement à partir de la première heure de prix négatif.

La règle des 6 heures s´est appliquée pour 80 pas horaires avec des prix négatifs en 2021 contre 192 pas horaires en 2020.

Dans le cadre de l´avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables, entré en vigueur début 2021 (EEG 2021, voir plus bas), la suspension de la rémunération des nouvelles installations d´énergies renouvelables > 500 kW intervient si le prix de gros affiche une valeur négative pendant au moins quatre heures sans interruption. Il s´agit d´un durcissement de la réglementation de 2017 qui reste toutefois en vigueur pour les installations mises en service avant 2021. En 2021, la règle des 4 heures s´est appliquée pour 117 pas horaires avec des prix de gros négatifs.

Selon le bureau d´études FfE (Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH) la valeur du marché des prix négatifs est évaluée à environ 504 M€ pour la période de 2017 à 2020 /16/ soit environ 126 M€ par an. Ce montant est dérisoire par rapport au montant annuel global d´électricité négocié à la bourse. 

Projets phares du tournant énergétique en 2021 

Les projets phares du tournant énergétique allemand en 2021 étaient :

Taxe carbone

La taxe carbone sur les émissions des produits combustibles non couverts par le Système Européen d´Échange de Quotas d´Émissions est entrée en vigueur début 2021 /17/. Le prix initial à partir de 2021 a été fixé à 25 Euros par tonne de CO2. La taxe est censée augmenter régulièrement pour donner un signal prix, incitant à réduire l´usage des énergies fossiles.  En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 55 à 65 Euros par tonne de CO2.

Les recettes de la taxe carbone seront réinvesties dans des mesures de protection du climat ou restituées aux citoyens à titre de compensation (par exemple allègement de la charge de soutien des énergies renouvelables).

Avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables (EEG 2021)

L´avenant, entré en vigueur début 2021 /18/ vise l´objectif d´une part des énergies renouvelables de 65% à la consommation brute d´électricité d´ici 2030 en tablant sur une consommation brute de 580 TWh. La loi prévoit une trajectoire de développement de la puissance installée jusqu´en 2030, soit 71 GW pour l´éolien terrestre, 20 GW pour l éolien en mer, 100 GW pour le photovoltaïque et 8,4 GW pour la biomasse. Dans ce contexte, la loi fixe, de manière contraignante, la feuille de route pour y parvenir.

Avenant à la Loi sur la Protection du Climat

Critiquée par sa Cour Constitutionnelle, le gouvernement sortant a durci considérablement ses objectifs climatiques. Le gouvernement compte atteindre la neutralité carbone en 2045, soit cinq ans plus tôt que prévu par l´Union européenne. L´avenant à la Loi sur la Protection du Climat est entré en vigueur fin août 2021 /19/.

Comme étape intermédiaire une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 65% d´ici 2030 par rapport à 1990 est visée, contre 55% auparavant. Jusqu´à 2030, la Loi fixe des objectifs juridiquement contraignants en matière d´émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique. La part la plus importante des réductions supplémentaires sera supportée par le secteur énergétique et celui de l´industrie.

La définition de mesures concrètes a été laissée au nouveau gouvernement formé après les élections fédérales en septembre 2021.

Contrat de coalition du nouveau gouvernement

Le nouveau gouvernement allemand, formé par les Sociaux-démocrates, les Verts et les Libéraux a pris ses fonctions le 8 décembre 2021. Le contrat de coalition de 177 pages décrit les grandes lignes de la politique commune en matière de climat et énergie /20/.

Le nouveau gouvernement plaide pour une « économie socio-écologique de marché » et fait la part belle à la lutte contre le changement climatique. Il est prévu de créer un ensemble de règles pour mettre l´Allemagne sur la voie de +1,5 °C, selon le préambule du contrat de coalition.

En supprimant les obstacles au développement des énergies renouvelables, un nouveau rythme sera apporté à la transition énergétique. Une part de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité est maintenant visée d´ici 2030 contre 65% par le gouvernement sortant (voir EEG 2021 plus haut). Suite à l´électrification accrue des autres secteurs de l´économie, le nouveau gouvernement table sur une consommation brute de 680 à 750 TWh d´ici 2030. Le gouvernement sortant visait encore sur une consommation brute d´électricité de 580 TWh en 2030 (voir plus haut).

D´ici 2030, il est prévu d´augmenter la capacité du photovoltaïque à 200 GW avec obligation d´installation solaire pour les nouveaux bâtiments professionnels et celle des éoliennes en mer à 30 GW. Le nouveau gouvernement vise 40 GW d´ici 2035 et au moins 70 GW d´éoliennes en mer d´ici 2045. Aucune valeur cible n´est fixée pour les éoliennes terrestres dans le contrat de coalition. Une surface totale de l´Allemagne de 2 % sera requise pour les éoliennes terrestres. Sur cette base, il est possible de déterminer un corridor qui se situe entre 100 et 130 GW de puissance installée en 2030.

Confirmant l´arrêt des dernières centrales nucléaires d´ici 2022, le nouveau gouvernement souhaite aussi accélérer la sortie du charbon, actuellement prévue pour 2038, et l´avancer à 2030 « dans l´idéal ».

Dans le secteur de la chaleur un objectif de 50% de chaleur produite de manière climatiquement neutre est visé d´ici 2030. Pour avancer la décarbonation des transports le contrat de coalition prévoit 15 millions de voitures électriques et un million de bornes de recharge publiques à l´horizon 2030. Seuls les véhicules dits “zéro émission” seront autorisés à la vente à partir de 2035.

Les mesures actuellement engagées sont largement insuffisantes. Le nouveau gouvernement a l´intention de mettre en place un programme d´urgence pour la protection du climat avec des lois et mesures concrètes en 2022.

Arrêt de 3 centrales nucléaires et 6 centrales à charbon fin 2021

Conformément à la loi de sortie du nucléaire de 2011 trois centrales nucléaires ont été arrêtées définitivement le 31 décembre 2021 /21/. Il s´agit des centrales de Gundremmingen unité C, Grohnde et Brokdorf. L´Allemagne perd ainsi 4058 MW nets de moyens pilotables bas carbone. Les trois dernières centrales nucléaires (Emsland, Neckarwestheim unité 2 et Isar unité 2) d´une puissance totale nette de 4055 MW seront arrêtées fin 2022.

Dans le cadre de la loi sur l´arrêt définitif du charbon, six centrales ont été arrêtées en décembre 2021. Trois centrales à lignite d´une puissance totale de 910 MW sont concernées. Il s´agit des centrales Niederaußem unité C (295 MW), Neurath unité B (294 MW) et Weisweiler unité E (321 MW). Ces trois unités ont chacune fonctionné pendant plus de 49 ans /6/.

Suite aux résultats du deuxième appel d´offres sur la fermeture anticipée des centrales à houille et centrales à lignite inférieures à 150 MW, trois offres ont été retenues pour un volume de 1514 MW /24/. Il s´agit des centrales Mehrum (690 MW), Wilhelmshaven (757 MW) et Deuben (67 MW). Ces centrales ne seront plus autorisées à brûler de la houille ou du lignite à partir du 8 décembre 2021. Les centrales de Mehrum et de Wilhelmshaven sont en service depuis 1979 et 1976. La centrale de Deuben a été connectée au réseau en 1936.

La centrale de Mehrum a été mise en réserve stratégique suite à son classement « importance systémique » /12/.

Début 2021 le premier appel d´offres a entrainé l´arrêt ou retrait du marché d´environ 4,8 GW /23/. Les gestionnaires avaient identifié une « importance systémique » aux centrales Heyden unité 4 de l´exploitant Uniper (puissance électrique 875 MW), Walsum unité 9 de l´exploitant Steag (puissance électrique 370 MW) et Westfalen unité E de l´exploitant RWE (puissance électrique 764 MW).

L´Agence Fédérale des Réseaux a accepté le classement en « importance systémique » des centrales Heyden 4 et Westfalen E /25/. Les deux centrales seront converties en déphaseur rotatif et pourront ainsi contribuer à la stabilité du réseau à l´avenir par la fourniture ou absorption de puissance réactive. Le fonctionnement en tant que déphaseur ne nécessite plus de bruler du charbon dans la centrale.

Tandis que la conversion de la centrale de Westfalen E doit se faire rapidement, la conversion de la centrale de Heyden 4 ne pourra avoir lieu qu´à partir d´octobre 2022 pour des raisons de planification. D´ici là elle a été mise en réserve stratégique afin de suppléer en cas de besoin à la perte de puissance réactive suite à la fermeture de la centrale nucléaire de Grohnde et ainsi éviter des états critiques sur le réseau au début des périodes prolongées de vent faible au printemps 2022.


1) Le facteur de charge est le rapport entre l’énergie électrique effectivement produite par une unité de production sur une période donnée et l’énergie qu’elle aurait produite si elle avait fonctionné à sa puissance maximale durant la même période.

Références 

/1/ AGEB (2021) Energieverbrauch zieht wieder an, Communiqué de presse du 21 décembre 2021, en ligne :  https://ag-energiebilanzen.de/energieverbrauch-zieht-wieder-an/

/2/AGORA Energiewende (2022) Die Energiewende in Deutschland: Stand der Dinge 2021Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2022, en ligne : https://www.agora-energiewende.de/veroeffentlichungen/die-energiewende-in-deutschland-stand-der-dinge-2021/

 /3/ BDEW (2021) Die Energieversorgung 2021 – die Zahlen des Jahres 2021, Communiqué de presse du 21 décembre 2021, en ligne : https://www.bdew.de/service/anwendungshilfen/die-energieversorgung-2021/

/4/ Umweltbundesamt (2021) Deutlich weniger erneuerbarer Strom im Jahr 2021, Communiqué de presse n° 50/21 du 15 décembre 2021, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/presse/pressemitteilungen/deutlich-weniger-erneuerbarer-strom-im-jahr-2021

/5/ Allemagne-Energie (2022), Allemagne : arrêt définitif de trois centrales nucléaires le 31 décembre 202, en ligne : https://allemagne-energies.com/2022/01/02/allemagne-arret-definitif-de-trois-centrales-nucleaires-le-31-decembre-2021/

/6/RWE Power (2021) Stilllegungen zum Jahresende: RWE setzt gesetzlich festgelegten Ausstieg aus Kohle und Kernkraft um, Communiqué de presse du 30 décembre 2021, en ligne : https://www.rwe.com/presse/rwe-power/2021-12-30-rwe-setzt-gesetzlich-festgelegten-ausstieg-aus-kohle-und-kernkraft-um

/7/ BNetzA (2021) Kraftwerksliste, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html

/8/ Allemagne-Energie (2018) Aix-la-Chapelle : Inauguration du chantier pour la première interconnexion électrique entre la Belgique et l´Allemagne ce mardi 30 octobre 2018, en ligne : https://allemagne-energies.com/2018/11/01/aix-la-chapelle-inauguration-du-chantier-pour-la-premiere-interconnexion-electrique-entre-la-belgique-et-lallemagne-ce-mardi-30-octobre-2018/

/9/ TenneT (2020) TenneT starts Trial Operation of NordLink. Communiqué de presse du 9 décembre 2020. TenneT TSO GmbH. En ligne : https://www.tennet.eu/fileadmin/user_upload/Company/News/German/Fischer/2020/20201209_PM_TenneT_NordLink_Probephase_Markteintritt_EN.pdf.

/10/ Bundesnetzagentur (2022), Netzausbau, Monitoringbericht, en ligne : https://www.netzausbau.de/Vorhaben/uebersicht/report/de.html

/11/ Allemagne-Energie (2021) La modernisation des réseaux électriques – talon d´Achille de l´Energiewende, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/11/02/la-modernisation-des-reseaux-electriques-talon-dachille-de-lenergiewende/

/12/ Bundesnetzagentur (2022) smard Der Strommarkt im Jahr 2021 en ligne : https://www.smard.de/page/home/topic-article/444/206664

/13/ Bundesnetzagentur (2022) Bundesnetzagentur veröffentlicht Daten zum Strommarkt 2021, Communiqué de presse du 7 janvier 2022, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2022/20220107_smard.pdf?__blob=publicationFile&v=3

/14/ EPEX SPOT (2021) Trading at EPEX SPOT 2021. EPEX SPOT. En ligne : https://www.epexspot.com/sites/default/files/2021-05/21-03-15_Trading%20Brochure.pdf

/15/ Bundesnetzagentur (2022), smard – Strommarktdaten, en ligne : https://www.smard.de/en

/16/ FfE (2021) Deutsche Strompreise an der Börse EPEX Spot in 2020. FfE Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH. En ligne : https://www.ffegmbh.de/kompetenzen/wissenschaftliche-analysen-system-und-energiemaerkte/strommarkt/1040-deutsche-strompreise-an-der-boerse-epex-spot-in-2020

 /17/Allemagne-Energies (2020)  L´Allemagne instaure la « taxe carbone » à partir de 2021 dans les secteurs non couverts par le système européen d´échange de quotas d´émission, en ligne https://allemagne-energies.com/2020/10/10/lallemagne-instaure-la-taxe-carbone-a-partir-de-2021-dans-les-secteurs-non-couverts-par-le-systeme-europeen-dechange-de-quotas-demission/

/18/ OFATE (2021) Mémo sur la loi allemande sur les énergies renouvelables 2021. 22 janvier 2021. Office franco-allemand pour la transition énergétique. En ligne : https://energie-fr-de.eu/fr/systemes-marches/actualites/lecteur/memo-sur-la-loi-allemande-sur-les-energies-renouvelables-2021.html

/19/ Allemagne-Energies (2021) Le Conseil des Ministres allemand adopte le 12 mai 2021 le projet révisé de la Loi Fédérale sur la Protection du Climat (Bundes-Klimaschutzgesetz) suite au jugement de la Cour Constitutionnelle Fédérale, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/05/13/le-conseil-des-ministres-allemand-adopte-le-12-mai-2021-le-projet-revise-de-la-loi-federale-sur-la-protection-du-climat-bundes-klimaschutzgesetz-suite-au-jugement-de-la-cour-constitutionnelle-feder/

/20/ 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/

/21/ Allemagne-Energies (2022) Allemagne : arrêt définitif de trois centrales nucléaires le 31 décembre 2021, en ligne : https://allemagne-energies.com/2022/01/02/allemagne-arret-definitif-de-trois-centrales-nucleaires-le-31-decembre-2021/

/22/ 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

/23/ Allemagne-Energies (2021) Résultat du premier appel d´offres sur la sortie des centrales à houille et petites centrales à lignite inférieures à 150 MW – presque 4,8 GW de centrales à charbon seront arrêtées, en ligne https://allemagne-energies.com/2020/12/03/resultat-du-premier-appel-doffres-sur-la-sortie-des-centrales-a-houille-et-petites-centrales-a-lignite-inferieures-a-150-mw-presque-48-gw-de-centrales-a-charbon-seront-arretees-fin-2020/

/24/ 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/

/25/ Bundesnetzagentur (2021) Bundesnetzagentur gibt grünes Licht für Umbau stillzulegender Steinkohlekraftwerke zur Netzsicherheit, Communiqué de presse du 1er juin 2021, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2021/20210601_SystemRel.html?nn=265778

Allemagne : arrêt définitif de trois centrales nucléaires le 31 décembre 2021

Temps de lecture : 8 minutes

Conformément à la loi de sortie du nucléaire de 2011 trois centrales nucléaires ont été arrêtées définitivement le 31 décembre 2021. Il s´agit des centrales de Gundremmingen unité C, Grohnde et Brokdorf. D´un point de vue technique, ces centrales nucléaires auraient pu être exploitées plus longtemps. Mais le nouveau gouvernement, en fonction depuis le 8 décembre 2021, poursuit, comme on pouvait s´y attendre, la politique hostile au nucléaire du gouvernement sortant.

L´Allemagne perd ainsi 4058 MW nets de moyens pilotables bas carbone dans le sillage des revers de la politique climatique. Mi-décembre, l´Agence Fédérale de l´Environnement (UBA) a annoncé que la production d´électricité à partir des renouvelables accuse en 2021 une baisse d´environ 5% par rapport à 2020 /1/ malgré une augmentation de la puissance installée. En outre, les émissions de CO2 liées à l´énergie ont augmenté d´au moins 4 % par rapport à 2020, selon les premières estimations d´AG Energiebilanzen /2/ dont celles du secteur électrique de 13% /3/.

Les trois dernières centrales nucléaires (Emsland, Neckarwestheim unité 2 et Isar unité 2) d´une puissance totale nette de 4055 MW seront arrêtées fin 2022. Sans qu´une seule tonne de CO2 supplémentaire soit économisée, une augmentation d´au moins un quart de la production renouvelable serait nécessaire d´ici fin 2022 pour pallier les 65 TWh nets produits par le nucléaire en 2021.

Fig 1Geo KKWs
Figure 1 : Situation géographique des sites nucléaires allemands y compris les dates butoirs de fonctionnement (les centrales en rouge ont été définitivement arrêtées en 2011), source BDEW

Néanmoins, Steffi Lemke, la nouvelle Ministre Fédérale de l´Environnement, de la Protection de la nature, de la Sûreté nucléaire et de la protection des consommateurs, se réjouit dans le communiqué de presse du 28 décembre 2021 /4/ de l´arrêt définitif des trois centrales nucléaires. « La sortie du nucléaire rend notre pays plus sûr et permet d´éviter des déchets radioactifs ». Elle remercie les employés des centrales nucléaires pour leur « comportement responsable lors de l´exploitation et du démantèlement » mais félicite principalement « les milliers de personnes qui se sont mobilisées sans relâche pour la sortie du nucléaire et le tournant énergétique ».

Selon les Verts Steffi Lemke et Robert Habeck, codirigeant du parti et vice-chancelier en charge du nouveau super ministère de l´Economie, de l´Energie et du Climat, la sécurité de l´approvisionnement en électricité en Allemagne ne serait pas en danger.

Ils s´appuient sur la faible valeur de l´indice SAIDI (System Average Interruption Duration Index) qui donne la durée moyenne d´interruption de l´approvisionnement d´un consommateur final et sur le rapport publié sur la sécurité d´approvisionnement par le gouvernement sortant /5/ lequel arrive au résultat que les consommateurs peuvent être approvisionnés de manière fiable à tout moment à l´horizon de 2030.

Il convient toutefois de noter que l´indice SAIDI ne peut être déterminé que rétrospectivement et ne permet pas de se prononcer sur la sécurité de l´approvisionnement dans le futur /6/ et que la Cour des Comptes avait critiqué le rapport du gouvernement sortant compte tenu des hypothèses trop optimistes et peu plausibles /7/ . Ce rapport part notamment d´une consommation d´électricité de 630 TWh en 2030 soit environ 100 TWh en dessous de la nouvelle estimation d´une consommation brute allant jusqu´à 750 TWh d´ici 2030 /8/ .

Centrales nucléaires arrêtées définitivement fin 2021

Gundremmingen unité C

Trois réacteurs nucléaires ont été construits dans la commune de Gundremmingen située au bord du Danube en Bavière à 40 km au nord-ouest d´Augsbourg.

La centrale Gundremmingen appartient depuis octobre 2019 à RWE Nuclear GmbH. Dans le cadre de l´échange d´actifs avec RWE, E.ON a concédé sa part de la centrale de Gundremmingen dont il détenait 25% via sa filiale PreussenElektra GmbH /9/.

Photo 1-kernkraftwerk-gundremmingen
Photo 1 : Site nucléaire Gundremmingen (Bavière), source RWE Power

L´unité A (à gauche sur la photo 1), un réacteur à eau bouillante d´une puissance électrique nette de 237 MW a été arrêtée en 1977. Le démantèlement du réacteur est bien avancé. En 2006, l´unité A a été transformée en centre de technologie utilisé notamment pour le démantèlement des unités B et C.

L´unité B, un réacteur à eau bouillante d´une puissance électrique nette de 1288 MW, a été arrêtée définitivement fin 2017 /10/ .

L´unité C (à droite sur la photo) est dotée d´un réacteur à eau bouillante d´une puissance électrique nette de 1288 MW et de construction identique à l´unité B. C´était le dernier réacteur à eau bouillante encore en service en Allemagne. L´unité C a été raccordée au réseau en novembre 1984, la mise en service industrielle a eu lieu en janvier 1985.

Au cours des 37 années de fonctionnement, l´unité C a produit presque 362 TWh (bruts) et a affiché un coefficient de disponibilité moyen d´environ 90%. Avec une disponibilité de près de 100 % et une production d´électricité d´environ 11,4 TWh, 2021 a été l´année la plus performante de la centrale /11/.

Au niveau de la production annuelle, elle était aussi dans le Top Ten mondial. En outre, la centrale a économisé au total environ 360 millions de tonnes de CO2 par rapport à une centrale à charbon1).

Les trois réacteurs du site de Gundremmingen ont produit ensemble environ 709 TWh. Cela permettrait de couvrir largement la consommation annuelle d´électricité en Allemagne (inférieure à 600 TWh/an).

Brokdorf

La centrale appartenant à PreussenElektra GmbH (83,3%) et à Stadtwerke Bielefeld (16,7%) est située au bord de l´Elbe dans le Schleswig-Holstein près de la commune du même nom, à environ 60 km au nord-ouest de Hambourg.

Photo 2_brokdorf1
Photo 2 : Centrale nucléaire Brokdorf (Schleswig-Holstein), source PreussenElektra GmbH

La centrale dotée d´un réacteur à eau pressurisée d´une puissance électrique nette de 1410 MW a été raccordée au réseau en octobre 1986. La mise en service industrielle a eu lieu en décembre 1986.

Au cours des 35 années de fonctionnement, la centrale a produit plus de 380 TWh (bruts) et a affiché un coefficient de disponibilité moyen d´environ 90%. Au niveau de la production annuelle elle a été 21 fois au Top Ten mondial dont deux fois sur la première position /12/.

En outre, la centrale nucléaire de Brokdorf a permis d´économiser au total environ 380 millions de tonnes de CO2 /13/ par rapport à une centrale à charbon1).

Grohnde

La centrale appartenant à PreussenElektra GmbH (80%) et Vattenfall Europe Nuclear Energy GmbH (20%) est située au bord de la Visurge (Weser en allemand) dans la commune d´Emmerthal en Basse-Saxe environ 40 km au sud-ouest de Hanovre.

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Photo 3 : Centrale nucléaire Grohnde (Basse-Saxe), source PreussenElektra GmbH

La centrale dotée d´un réacteur à eau pressurisée d´une puissance électrique nette de 1360 MW a été raccordée au réseau en septembre 1984. La mise en service industrielle a eu lieu en février 1985.

Pendant presque 37 années la centrale a produit environ 410 TWh (bruts) et a affiché un coefficient de disponibilité moyen proche de 92% ce qui constitue une valeur record en comparaison internationale /12/. Au niveau de la production annuelle elle a été huit fois sur la première position des Top Ten et a établi deux records du monde en termes de quantité annuelle d´électricité produite. Un autre record a été établi le 7 février 2021 avec l´atteinte d´une production totale brute de 400 TWh /14/. A ce jour, il n´existe aucune autre centrale nucléaire au monde qui ait produit autant d´électricité.

La centrale a permis d´économiser au total plus de 400 millions de tonnes de CO2 par rapport à une centrale à charbon1).  

1) Émissions moyennes d´environ 1000g CO2/kWh

Références

/1/ UBA (2021) Deutlich weniger erneuerbarer Strom im Jahr 2021, Communiqué de presse n° 50/21 du 15 décembre 2021, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/presse/pressemitteilungen/deutlich-weniger-erneuerbarer-strom-im-jahr-2021

/2/ AGEB (2021) Energieverbrauch zieht wieder an, Communiqué de presse du 21 décembre 2021, en ligne :  https://ag-energiebilanzen.de/energieverbrauch-zieht-wieder-an/

/3/ BDEW (2021) Die Energieversorgung 2021 – die Zahlen des Jahres 2021, Communiqué de presse du 21 décembre 2021, en ligne : https://www.bdew.de/service/anwendungshilfen/die-energieversorgung-2021/

/4/ BMU (2021), Lemke und Habeck: Atomausstieg macht unser Land sicherer, AKW Brokdorf, Grohnde und Gundremmingen C gehen vom Netz, Communiqué de presse N° 296/21 du 28 décembre 2021, en ligne : https://www.bmu.de/pressemitteilung/lemke-und-habeck-atomausstieg-macht-unser-land-sicherer

/5/ BMWi (2021) Monitoring der Angemessenheit der Ressourcen an den europäischen Strommärkten, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Studien/angemessenheit-der-ressourcen-an-den-europaeischen-strommaerkten.html

/6/ Allemagne-Energies (2021) Gestion d´une pénurie d´électricité en perspective à l´horizon de 2023 ? En ligne : https://allemagne-energies.com/2021/09/05/gestion-dune-penurie-delectricite-en-perspective-a-lhorizon-de-2023/

/7/ Allemagne-Energies (2021) La Cour des Comptes allemande critique à nouveau la transition énergétique du gouvernement fédéral, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/04/06/la-cour-des-comptes-allemande-critique-a-nouveau-la-transition-energetique-du-gouvernement-federal/

/8/ 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/

/9/ Sénat (2021) Étude de législation comparée n° 292 – novembre 2020 – Recueil des notes de synthèse de mars à octobre 2020. Les entreprises du secteur de l´énergie en Europe, en ligne : http://www.senat.fr/lc/lc292/lc2927.html

/10/ Allemagne-Energies (2018) Arrêt définitif de la tranche B de la centrale nucléaire de Gundremmingen après 33 ans, en ligne : https://allemagne-energies.com/2018/01/08/arret-definitif-de-la-tranche-b-de-la-centrale-nucleaire-de-gundremmingen-apres-33-ans/

/11/ RWE Nuclear GmbH (2021) Ende einer Ära: Kernkraftwerk Gundremmingen beendet nach 37 Jahren Stromerzeugung, Communiqué de presse du 31 décembre 2021, en ligne : https://www.rwe.com/presse/rwe-nuclear/2021-12-31-kernkraftwerk-gundremmingen-beendet-nach-37-jahren-stromerzeugung

/12/ PreussenElektra (2021) Kernkraftwerke Brokdorf und Grohnde haben Leistungsbetrieb beendet, Communiqué de presse du 1er janvier 2022, en ligne : https://www.preussenelektra.de/de/unser-unternehmen/newsroom/pressemitteilungen/2021/pel-ende-leistungsbetrieb-kbr-und-kwg.html

/13/ PreussenElektra (2021) Kurz vor endgültiger Abschaltung: Kernkraftwerk Brokdorf verabschiedet sich als bedeutender Stromerzeuger Communiqué de presse du 20 décembre 2021, en ligne : https://www.preussenelektra.de/de/unser-unternehmen/newsroom/pressemitteilungen/2021/kbr-kurz-vor-abschaltung.html

/14/ PreussenElektra (2021) Kernkraftwerk Grohnde liefert neuen Rekord in der Stromerzeugung, Communiqué de presse du 8 février 2021, en ligne : https://www.preussenelektra.de/de/unser-unternehmen/newsroom/pressemitteilungen/2021/kwg-liefert-neuen-rekord-in-stromerzeugung.html

Le nouveau gouvernement allemand veut accélérer la transition énergétique

Temps de lecture : 12 minutes

A l´issue des élections fédérales en septembre 2021, les Sociaux-démocrates (SPD), les Verts (Bündnis 90/Die Grünen) et les Libéraux (FDP) sont parvenus fin novembre 2021 à un accord pour former un gouvernement. Le nouveau gouvernement a pris ses fonctions le 8 décembre 2021, le social-démocrate Olaf Scholz a été élu chancelier par le parlement.

Leur coalition « feu tricolore », surnommée ainsi en raison des couleurs des trois partis, a rendu public le 24 novembre 2021 un document posant les bases de leur collaboration pour les 4 prochaines années, le traditionnel contrat de coalition.

Bien que n´étant pas juridiquement contraignant, ce document permet aux partis membres du gouvernement de se positionner sur les sujets majeurs en détaillant les grandes lignes du programme des quatre prochaines années avec pour mot d´ordre : Oser plus de progrès – Alliance pour la Liberté, l´Équité et la Durabilité.

Le nouveau gouvernement en Allemagne plaide pour une économie socio-écologique de marché et fait la part belle à la lutte contre le changement climatique. L´atteinte des objectifs de l´accord de Paris sur le climat est la priorité absolue. Il est prévu de créer un ensemble de règles pour mettre l´Allemagne sur la voie de +1,5 °C, selon le préambule du contrat de coalition.

En supprimant les obstacles au développement des énergies renouvelables un nouveau rythme sera apporté à la transition énergétique. Une part de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité est maintenant visée d´ici 2030 contre 65% par le gouvernement sortant.

Confirmant l´arrêt des dernières centrales nucléaires d´ici 2022, le nouveau gouvernement souhaite aussi accélérer la sortie du charbon, actuellement prévue pour 2038, et l´avancer à 2030 « dans l´idéal ».

Dans le secteur chaleur, une part de 50% des énergies renouvelables est visée d´ici 2030. Pour avancer la décarbonation des transports le contrat de coalition prévoit 15 millions de voitures électriques et un million de bornes de recharge publiques à l´horizon 2030. Seuls les véhicules dits “zéro émission” seront autorisés à la vente à partir de 2035.

Le présent texte résume les grandes lignes de la politique commune du nouveau gouvernement en matière de climat et énergie.   

Grandes lignes de la politique commune en matière
Présentation du contrat de la coalition « feu tricolore » (Sociaux-démocrates, Verts et Libéraux) le 24 novembre 2021

Le contrat de coalition de 177 pages décrit au chapitre III « Protection du climat dans une économie socio-écologique de marché » les grandes lignes de la politique commune en matière de climat et énergie /1/.

« La crise du climat menace notre liberté, notre sécurité et notre bien-être », assure le préambule du contrat de coalition. L´atteinte des objectifs de l´accord de Paris sur le climat est la priorité absolue. Il est important de redéfinir l´économie sociale de marché mise en place en Allemagne de l´Ouest après la deuxième guerre mondiale en tant qu´économie socio-écologique de marché.  

Protection du climat

L´accord de Paris vise une hausse inférieure à 2 °C, si possible limitée à 1,5 °C. Le gouvernement souhaite aligner sa politique climatique, énergétique et économique sur une limitation à 1,5 °C de l´augmentation de la température. Dans l´avenir la protection du climat jouera un rôle central dans tous les projets de loi. Un stress-test climatique « Klimacheck » devient obligatoire pour les nouvelles lois afin de vérifier leur compatibilité avec les objectifs climatiques.

Critiqué par la Cour Constitutionnelle de Karlsruhe, le gouvernement de Mme Merkel avait avancé l´objectif de neutralité carbone à 2045 il y quelques mois, tout en laissant ouvertes les mesures pour y parvenir /2 /.

Le nouveau gouvernement a l´intention de mettre en place un programme d´urgence pour la protection du climat avec des lois et mesures concrètes avant fin 2022.

L´instrument central de la politique climatique sera le système européen d´échange de quotas d´émission (EU SEQE). L´Allemagne s´engagera au niveau européen pour un prix minimum de la tonne CO2 de 60 €. Si l´Union européenne ne parvient pas à un accord sur un prix minimum, l´Allemagne envisage des mesures nationales appropriées. 

L´Allemagne plaide également pour la création d´un deuxième système d´échange de quotas d’émission pour les secteurs de la chaleur et des transports et un système européen unique d´échange de quotas d´émission dans tous les secteurs à partir des années 2030.

Pour réduire les émissions de CO2, il est prévu de conclure avec l´industrie électro-intensive des « carbon contracts for difference » (CCfD), qui visent, pour des technologies ou des secteurs donnés, à combler le différentiel entre le coût de la technologie de décarbonation et le prix du CO2 sur le marché par une compensation de l´État.

En outre, le gouvernement soutient la proposition de la Commission européenne de création d´un « carbon border adjustment mechanism », consistant à mettre un prix du carbone sur les importations de certains biens en provenance de l´extérieur de l’UE ce qui pousserait les partenaires de l´UE à relever leurs ambitions climatiques et réduirait le risque de « fuite du carbone ». 

En plus de la création des puits de carbone naturels, le gouvernement reconnait la nécessité des puits de carbone technologiques et compte élaborer une stratégie à long terme pour gérer les quelque 5 % d´émissions résiduelles inévitables.

Secteur électrique

Le pronostic de la consommation d´électricité est relevé un niveau plus réaliste à l´horizon de 2030. Alors que, dans la dernière version de la Loi sur les énergies renouvelables /3/, entrée en vigueur début 2021, le gouvernement sortant tablait encore sur une consommation brute d´électricité de 580 TWh en 2030, le nouveau gouvernement part d´une consommation brute de 680 à 750 TWh d´ici 2030 suite à l´électrification accrue des autres secteurs de l´économie par de nouveaux consommateurs.  

Développement des énergies renouvelables

Le nouveau gouvernement vise une part de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité d´ici 2030 au lieu de 65% auparavant. L´atteinte de ce nouvel objectif est très ambitieux, surtout dans le contexte d´une consommation d´électricité croissante. Cela signifie au moins un doublement de la production renouvelable par rapport à 2020 (252 TWh).

La simplification des procédures de planification et d´autorisation des renouvelables pourrait toutefois jouer un rôle d´accélérateur. Par le biais de la pesée des intérêts pour les autorisations de construire, le développement des énergies renouvelables sera temporairement prioritaire jusqu´à l´atteinte de la neutralité carbone.

D´ici 2030, il est prévu d´augmenter la capacité du photovoltaïque à 200 GW (mi-2021 : 56 GW) avec une obligation d´installation solaire pour les nouveaux bâtiments professionnels et celle des éoliennes en mer à 30 GW (mi-2021 : 7,8 GW). Les chiffres entre parenthèses se basent sur des informations de l´Agence Fédérale des Réseaux /4/.  

Pour mémoire : dans la dernière version de la Loi sur les énergies renouvelables, le gouvernement sortant visait à l´horizon de 2030 100 GW photovoltaïque, 20 GW éolien en mer et 71 GW éolien terrestre /3/.

Le nouveau gouvernement table sur 40 GW en 2035 et même sur une capacité d´au moins 70 GW d´éoliennes en mer en 2045 ce qui est à la limite de la faisabilité. Une étude publiée en 2020 /5/ conclut qu´une telle capacité prospectée dans la Baie Allemande de la Mer du Nord pourrait avoir, à cause de l´effet de sillage, un impact négatif sur le facteur de charge, un fait qui doit être pris en compte pour la planification future.

Aucune valeur cible n´est fixée pour les éoliennes terrestres dans le contrat de coalition. La superficie réservée aux éoliennes terrestres passerait à 2% du territoire contre actuellement ~ 0,9% selon /6/. Sur cette base, il est possible de déterminer un corridor qui se situe entre 100 et 130 GW de puissance installée en 2030 (fin 2021 : ~ 56 GW) d´après l´évaluation de l´Association de l´Industrie de l´Énergie et de l´Eau (BDEW) /7/. Les mesures facilitant la mise à disposition des surfaces nécessaires seront lancées avec les régions (Länder) et communes au cours du premier semestre 2022.

La bioénergie doit avoir un avenir en Allemagne. Pour cela, il est prévu d´élaborer une stratégie pour la biomasse mais aucune valeur cible n´est fixée dans le contrat de coalition. Le gouvernement sortant avait prévu un objectif de 8 400 MW de capacité installée à l´horizon 2030, afin que la production d´électricité à partir de la biomasse soit maintenue à son niveau actuel.

L´accélération du développement des énergies renouvelables nécessite également une modernisation accrue des réseaux électriques selon le contrat de coalition.

Abandon du nucléaire et du charbon

L´attitude négative du gouvernement allemand vis-à-vis du nucléaire persiste. La sortie du nucléaire d´ici fin 2022 est maintenue. Comme le gouvernement sortant, la coalition « feu tricolore » continue à combattre avec obstination l´énergie nucléaire également au niveau européen et milite en faveur de la fermeture des « réacteurs à risque » situés à proximité de la frontière allemande.

Nouveau est son engagement au niveau européen pour que l´énergie nucléaire supporte elle-même les coûts qu´elle engendre. Ce que cela signifie en détail n’est pas clair. La société allemande d´énergie nucléaire (KTG) suppose que le gouvernement veut s´investir dans des exigences accrues en matière de financement du démantèlement, de la gestion des déchets et de la responsabilité civile des exploitants nucléaires. Des conflits avec les pays voisins pro-nucléaires sont donc prévisibles.

En revanche, le contrat de coalition ne mentionne pas explicitement la taxonomie de l´Union Européenne ni pour le nucléaire ni pour les centrales à gaz naturel.

Un point positif : le nouveau gouvernement soutient la sélection d´un site de stockage définitif pour les déchets hautement radioactifs, ainsi que l´achèvement et la mise en service de l´ancienne mine de fer de Konrad, prévue pour le stockage définitif des futurs déchets de faible et moyenne activité à vie courte.

La loi actuellement en vigueur prévoit l´abandon du charbon en 2038. Le nouveau gouvernement souhaite accélérer la sortie du charbon et l´avancer à 2030 « dans l´idéal ». Le fait que la coalition gouvernementale ait l´intention de ne pas accorder de compensations financières supplémentaires pour l´avancement de la sortie du charbon risque toutefois de donner lieu à des conflits avec les énergéticiens.

Construction de nouvelles centrales à gaz et monitoring de la sécurité d´approvisionnement

Le gouvernement se prononce clairement en faveur de la construction de nouvelles centrales à gaz comme technologie de transition pour garantir l´approvisionnement en cas de sortie avancée du charbon. Elles doivent être construites de manière à pouvoir être converties à terme aux gaz neutres pour le climat (H2-ready). Une étude de Boston Consulting pour le compte de la Fédération de l´Industrie évalue le besoin de nouvelles centrales à gaz d´ici 2030 à environ 40 GW /8/. 

Néanmoins, il est loin d´être assuré que la capacité nécessaire pourra trouver des investisseurs et être disponibles à temps. La construction de nouvelles centrales à gaz n´est pas rentable car les heures de fonctionnement seront de plus en plus réduites au fur et à mesure du développement des énergies renouvelables. Les investisseurs ne pourront pas récupérer via le marché « energy only » les moyens financiers nécessaires au financement des coûts fixes des centrales et l´État ne se prononce actuellement pas sur les incitations qu´il accordera aux futurs investisseurs.

De plus il faut tenir compte non seulement des délais de planification, autorisation et construction, mais aussi, à moyen terme, de la perspective de l´utilisation de l´hydrogène, de sa disponibilité suffisante et d´une infrastructure d´hydrogène appropriée pour l´approvisionnement des centrales.

En revanche, il faut saluer le fait que le nouveau gouvernement souhaite contrôler régulièrement la sécurité d’approvisionnement et le développement des énergies renouvelables et pour cela améliorer le monitoring de la sécurité d´approvisionnement d´électricité et de la chaleur. L´étude de scénarios « worst case » comme stress-test, déjà demandés par la Cour des Comptes /9/, est prévue.

Suppression de la charge de soutien des énergies renouvelables

Face à la hausse des prix de l´énergie, le financement de la charge de soutien pour les renouvelables sera assuré à partir de 2023 par l´État, en grande partie grâce aux recettes provenant de la taxe carbone.

Le gouvernement a l´intention de supprimer complètement les subventions des renouvelables après l´abandon du charbon. Il faudrait donc créer, dans le cadre de la réforme envisagée du marché de l´électricité, des possibilités de recettes suffisantes pour maintenir un rythme élevé de développement des énergies renouvelables après 2030. 

Secteurs du chaud, du froid et des transports

Concernant le secteur du chauffage, un objectif de 50% de la chaleur produite de manière climatiquement neutre est visée d´ici 2030. Cet objectif est très ambitieux, si l´on considère qu´actuellement seulement 15% ont été réalisés.

Les décisions nécessaires seront prises pour atteindre la décarbonisation du secteur de la mobilité. Entre autres sont prévus :

  • 15 millions de voitures électriques et un million de bornes de recharge publiques à l´horizon 2030 (le gouvernement sortant visait 7 à 10 millions de véhicules électriques en 2030 /12/)
  • Seuls les véhicules dits “zéro émission” seront autorisés à la vente à partir de 2035 selon la proposition de la Commission européenne
  • Développement du transport ferroviaire et du transport en commun

Plan National de Déploiement de l´Hydrogène

Le Plan National de Déploiement de l´Hydrogène de 2020 /10/ sera adapté. Au moins 10 GW (au lieu de 5 GW précédemment) d´électrolyseurs seront prévus en 2030, le développement des réseaux d´hydrogène sera accéléré.

L´utilisation de l’hydrogène ne sera pas limité à certains domaines d´application. Mais l´hydrogène vert en tant que « vecteur énergétique » sera utilisé dans un premier temps là où il n´existe actuellement aucune alternative aux combustibles fossiles.

La production de l´hydrogène étant électro-intensive, les énergies renouvelables de l´Allemagne ne pourront pas à elles seules y suffire. Une grande quantité d´hydrogène sera importée à moyen terme.

Pilotage de la transition énergétique

Dans le passé, la Cour des Comptes a critiqué la coordination et le pilotage de la transition énergétique par le Ministère Fédéral de l´Economie et de l´Energie /11/.

Au vu de l´ampleur de la tâche, un super Ministère Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat a été créé, dirigé par Robert Habeck, le codirigeant du parti des Verts et vice-chancelier.

Perspectives

Comme déjà dit plus haut, le contrat de coalition n´est pas juridiquement contraignant mais une feuille de route. Sa mise en œuvre sera donc largement tributaire de la réalité voire du réalisme politique mais aussi des ministres responsables… 

Références

/1/ SPD (2021) Koalitionsvertrag 2021 – 2025 zwischen SPD, Bündnis 90/Die Grünen und FDP, en ligne : https://www.spd.de/koalitionsvertrag2021/

/2/ Allemagne-Energies (2021) Le Conseil des Ministres allemand adopte le 12 mai 2021 le projet révisé de la Loi Fédérale sur la Protection du Climat (Bundes-Klimaschutzgesetz) suite au jugement de la Cour Constitutionnelle Fédérale, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/05/13/le-conseil-des-ministres-allemand-adopte-le-12-mai-2021-le-projet-revise-de-la-loi-federale-sur-la-protection-du-climat-bundes-klimaschutzgesetz-suite-au-jugement-de-la-cour-constitutionnelle-feder/

/3/ Allemagne-Energies (2020) Amendement à la loi EEG (Erneuerbare Energien Gesetz) – le coup de pouce espéré pour les énergies renouvelables ? En ligne :  https://allemagne-energies.com/2020/09/24/amendement-a-la-loi-eeg-erneuerbare-energien-gesetz-le-coup-de-pouce-espere-pour-les-energies-renouvelables/

/4/ BNetzA (2021) Kraftwerksliste, Bundesnetzagentur, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/start.html

/5/ 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/

/6/ Umweltbundesamt (2019) Flächenanalyse Windenergie an Land, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/analyse-der-kurz-mittelfristigen-verfuegbarkeit-von

/7/ BDEW (2021) Koalitionsvertrag gibt Grund zu Optimismus für mehr Tempo bei der Energiewende, Communiqué de presse du 24.11.2021, en ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/koalitionsvertrag-gibt-grund-zu-optimismus-fuer-mehr-tempo-bei-der-energiewende/

/8/ BCC/BDI (2021) Climate Paths 2.0, A Program for Climate and Germany’s Future Development, en ligne : https://web-assets.bcg.com/02/a6/91958a6f4287a0490e24ef56d2b5/climate-paths2-summary-offindings-en.pdf

/9/ Allemagne-Energies (2021) La Cour des Comptes allemande critique à nouveau la transition énergétique du gouvernement fédéral, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/04/06/la-cour-des-comptes-allemande-critique-a-nouveau-la-transition-energetique-du-gouvernement-federal/

/10/ Bundesregierung (2020) Le gouvernement fédéral adopte une stratégie hydrogène. Bundesregierung Deutschland. En ligne : https://www.bundesregierung.de/breg-fr/actualites/wasserstoffstrategie-kabinett-1758986.

/11/ Allemagne-Energies (2018) Selon la Cour des comptes allemande la transition énergétique est au bord de l´échec, en ligne : https://allemagne-energies.com/2018/09/28/selon-la-cour-des-comptes-allemande-la-transition-energetique-est-au-bord-de-lechec/

/12/ OFATE (2020) Mémo sur le programme climatique 2030 de l’Allemagne, Office franco-allemand pour la transition énergétique, en ligne :  https://energie-fr-de.eu/fr/societe-environnement-economie/actualites/lecteur/memo-sur-le-programme-climatique-2030-de-lallemagne.html

 

La modernisation des réseaux électriques – talon d´Achille de l´Energiewende

Temps de lecture : 8 minutes

  • Un approvisionnement électrique basé sur des sources d´énergies renouvelables recèle d´importants défis pour les réseaux de transport et de distribution
  • Les investissements à l´horizon de 2030 dans les réseaux de transport, de distribution et les connexions offshore sont actuellement estimés à 100 – 120 Md€ et pourraient même atteindre 155 Md€ suite au durcissement de l´objectif climatique (neutralité carbone en 2045)
  • Actuellement la modernisation des réseaux électriques ne suit pas le rythme de celle des énergies renouvelables, ce qui conduit à des effets indésirables (management accru du réseau, flux d´électricité en boucle par les pays voisins)
  • Les réseaux de distribution qui acheminent le courant jusqu´au client final se trouvent en première ligne de la transition énergétique

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    Source : Bundesnetzagentur/smard

    Un approvisionnement électrique basé sur des sources d´énergies renouvelables recèle de nouveaux défis pour les réseaux de transport et notamment les réseaux de distribution car la majorité de l´électricité produite par les énergies renouvelables est injectée de manière décentralisée et transportée en partie sur de longues distances.

    Par conséquent, le développement des réseaux de transport et des réseaux de distribution est une tâche essentielle. Les gisements de vent, dans le nord du pays, étant géographiquement distants des grands centres de consommation, en particulier le sud industriel surconsommateur, l´épine dorsale est constituée par plusieurs tracés nord – sud en courant continu (voir figure) afin de limiter les congestions.

    Le plan actuel de développement du réseau de transport /1/, entré en vigueur en mars 2021, prévoit environ 12 200 km terrestres (nouvelles lignes, renforcement des lignes existantes).

    Fig 1 Reseau NEP 2019_2030
    Figure 1 : Nouveau plan de développement des réseaux de transport 2030                                             

    A cela se rajoute le développement du réseau offshore pour la connexion des éoliennes en mer. Selon le plan de développement actuel le besoin est estimé à 3650 km y compris les 750 km approuvés précédemment.

    Suivant le plan de développement actuel, les gestionnaires des réseaux de transport ont estimé les coûts pour la modernisation des réseaux de transport à 62 Md€ à l´horizon de 2030. A cela s´ajoute un montant d´environ 24 Md€ pour la connexion des éoliennes en mer /2/.

    Or la construction des lignes est lente. Outre les contraintes administratives, l’installation de nouvelles lignes se heurte aux refus des riverains et des associations de protection de la nature. Les autorités ont pris la décision de la mise en souterrain du réseau électrique pour une grande partie. Pour accélérer le développement du réseau du transport, un avenant à la Loi sur l´Accélération du Développement du Réseau (Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz – NABEG) vise à réduire la bureaucratie et à simplifier les procédures administratives /3/.

    Néanmoins, le progrès est toujours insuffisant. Selon la dernière mise à jour du rapport monitoring de l´Agence Fédérale des Réseaux, seuls 1.771 km soit environ 14,5% des 12.239 km ont été réalisés mi-2021.

    La figure 2 détaille l´avancement du développement des réseaux de transport /1/.

    Fig 2 Netzfortschritt
    Figure 2 : État d´avancement de la construction des réseaux de transport mi-2021 (nouvelles lignes, renforcement des lignes existantes)

    La Cour des comptes a critiqué à plusieurs reprises /4/, /5/ le développement insatisfaisant du réseau de transport qui accuse en 2020 un retard d´environ 5 ans par rapport au planning initial de 2010.  Dans l´état actuel des choses, les lignes à courant continu ne seront pas opérationnelles avant 2025/2026. Selon la Cour, les retards dans le développement du réseau pourraient également avoir un impact sur la sécurité d´approvisionnement.

    Effets indésirables de la lente modernisation des réseaux

    La lente modernisation du réseau oblige les gestionnaires de réseau de transport à recourir régulièrement à un management accru du réseau. En 2020 environ 1,4 Md€ ont été dépensés pour l´équilibrage du système électrique /6/. La figure 3 montre l´évolution des coûts relatifs à la stabilisation du réseau /11/. Les coûts sont composés de trois éléments : les coûts pour la mise à disposition et le fonctionnement d´une capacité conventionnelle de réserve stratégique, le redispatching & countertrading et l´indemnisation des producteurs d´énergies renouvelables pour l´écrêtement de leur production. L´indemnisation des producteurs d´énergies renouvelables constitue la part la plus importante.

    Fig 3 Hausse des coûts de stabilisation du réseau 2011_2020
    Figure 3 : Evolution des coûts de stabilisation du réseau

    En attendant, les flux d´électricité cherchent d´autres voies de circulation dans les pays voisins pour acheminer du courant du nord au sud de l´Allemagne. Ces flux en boucle, appelés « loop flows » sont un autre effet des retards dans le développement du réseau de transport. L´Allemagne fait ainsi reposer la stabilité de son réseau sur ceux de ses voisins.

    La figure 4 issue du rapport monitoring de l´Agence Fédérale des Réseaux /7/ montre la situation des flux en boucle (loop flows) qui sont la différence entre les soldes des échanges physiques et commerciaux.

    Fig 4 Loopflows2018_2019
    Figure 4 : Loop flows en 2018 et 2019 selon l´Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur)

    Les valeurs noires signifient : solde échanges physiques > solde échanges commerciaux donc le volume des échanges physiques dépasse le volume des échanges commerciaux. Les valeurs rouges : solde échanges physiques < solde échanges commerciaux.

    Compte tenu du déficit des lignes de transport, le courant est acheminé du nord au sud de l´Allemagne par la frontière orientale via la Pologne, la République Tchèque vers l´Autriche. À la frontière ouest le courant transite via les Pays-Bas, la Belgique et la France vers l´Allemagne du sud.

    La transition énergétique bouleverse le rôle du réseau de distribution 

    Le développement massif des énergies renouvelables pose également un défi majeur aux gestionnaires des réseaux de distribution. Selon l´Agence Fédérale des Réseaux, l´état et le développement des réseaux de distribution sont d´une grande importance pour la mise en œuvre de la transition énergétique /8/.

    La majorité des installations d´énergies renouvelables est raccordée aux réseaux de distribution. La décarbonisation des autres secteurs, tels que le secteur des transports, de l´industrie et du bâtiment conduit à la croissance rapide des nouveaux consommateurs tels que l´électromobilité, les pompes à chaleur, le numérique et le stockage d´énergie décentralisé. Les réseaux de distribution qui acheminent le courant jusqu´au client final se trouvent donc en première ligne. D’importants investissements dans l´augmentation de la capacité, la flexibilisation et la numérisation des réseaux de distribution sont donc nécessaires.

    Dans le rapport 2020 de l´Agence Fédérale des Réseaux sur l´état du réseau de distribution /8/, les coûts de modernisation sont actuellement estimés à 16 Md€ à l´horizon de 2030.

    Le rapport de Frontier Economics établi en collaboration avec l´Université Technique d´Aix-la-Chapelle pour le compte de l´énergéticien E.ON /9/ arrive à des coûts d´investissements nettement plus élevés, de l´ordre de 32 Md€ d´ici 2030 et 111 Md€ à l´horizon de 2050 (voir figure 5). A défaut d´investissement massif, l´augmentation des coûts du système électrique suite à l´écrêtement de la production renouvelable, des restrictions concernant la recharge des véhicules électriques, l´utilisation des pompes à chaleur et lors des interruptions intempestives de l´alimentation électrique, serait plus que probable.

    Fig 5 Verteilnetz
    Figure 5 : Besoins d’investissement dans les réseaux de distribution

    En l´absence de modernisation des réseaux de distribution les coûts du système électrique augmenteront de 0,1- 0,3 Md€/an en 2030 et de 2,6 – 4,2 Md€/an en 2050 selon / 9/.

    Le risque augmente de manière disproportionnée avec le temps (voir 2030 vs. 2050). En cas de sous-développement, le réseau de distribution existant peut encore avoir un effet « modérateur » sur les coûts. À long terme, cependant, les exigences sont si différentes de celles d´aujourd’hui que les coûts du système électrique exploseront si le réseau n´est pas adapté aux nouveaux défis. 

    Forte hausse des coûts d´investissement pour les réseaux à l´horizon de 2030 suite au durcissement de l´objectif climatique

    La décision du gouvernement de durcir l´objectif climatique, soit une réduction des gaz à effet de serre de 65% par rapport à 1990, nécessiterait une augmentation supplémentaire du développement des réseaux. Dans le rapport de Boston Consulting Group (BCG) pour le compte de la Fédération de l´Industrie Allemande (BDI), les investissements totaux dans les réseaux de transport, de distribution et les connexions offshore sont maintenant estimés à 155 Md€ d´ici 2030 /10/.

    Références

    /1/ Bundesnetzagentur (2021), Monitoringbericht, Stand nach dem zweiten Quartal 2021, en ligne : https://www.netzausbau.de/Vorhaben/uebersicht/report/de.html

    /2/ GRT (2021) Netzentwicklungsplan 2030 (2019), en ligne : https://www.netzentwicklungsplan.de/de/netzentwicklungsplaene/netzentwicklungsplan-2030-2019

    /3/ Bundesministeriums der Justiz und für Verbraucherschutz (2021), Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz (NABEG), en ligne : https://www.gesetze-im-internet.de/nabeg/

    /4/ Bundesrechnungshof /2019/, Maßnahmen zum Netzausbau für die Energiewende, en ligne : https://www.bundesrechnungshof.de/de/veroeffentlichungen/produkte/beratungsberichte/2019/netzausbau-energiewende

    /5/ Bundesrechnungshof /2021/, Bund steuert Energiewende weiterhin unzureichend, en ligne : https://www.bundesrechnungshof.de/de/veroeffentlichungen/produkte/sonderberichte/2021/bund-steuert-energiewende-weiterhin-unzureichend

    /6/ Bundesnetzagentur (2021) Netz- und Systemsicherheit, Netzengpassmanagement, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Netzengpassmanagement/start.html

    /7/ Bundesnetzagentur (2020) Monitoringbericht Energie. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/monitoringberichte.

    /8/ Bundesnetzagentur (2021) Bericht zum Zustand und Ausbau der Verteilernetze 2020, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/NetzentwicklungUndSmartGrid/ZustandAusbauVerteilernetze2020.pdf?__blob=publicationFile&v=3

    /9/  Frontier Economics (2020), Welchen Wert haben Stromverteilnetze in der Energiewende? En ligne : https://www.frontier-economics.com/de/de/news-und-veroeffentlichungen/news/news-article-i7915-electricity-distribution-companies-and-their-contribution-to-the-energy-transition/

    /10/ Boston Consulting Group (2021) Climate Paths 2.0, A Program for Climate and Germany’s Future Development, en ligne : https://english.bdi.eu/publication/news/climate-paths-2-0-a-program-for-climate-and-germanys-future-development/

    /11/ 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/

La charge de soutien aux énergies renouvelables électriques baisse de 43% en 2022

Temps de lecture : 5 minutes 

  • La charge de soutien aux énergies renouvelables électriques tombe en 2022 à son plus bas niveau depuis 10 ans ;
  • La flambée des prix de l´électricité sur le marché de gros et la subvention de l´État financée par les recettes de la taxe carbone entraînent la baisse de la charge de soutien à 37,23 €/MWh en 2022 soit environ – 43% par rapport à 2021;
  • Une baisse du prix de l´électricité est peu probable compte tenu de l´augmentation des autres composants de ce prix (fourniture, acheminement)

Bild smard
Source : Bundesnetzagentur – smard

Les gestionnaires des réseaux de transport (GRT) ont annoncé mi-octobre le montant de la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques pour 2022 /1/, /2/. Elle diminuera de manière significative, passant de 65 €/MWh en 2021 à 37,23 €/MWh. Le montant diminue donc de près de 43 % et se situe nettement en-dessous du plafond de 60 €/MWh décidé par l´État pour 2022.

Un montant inférieur à 40 €/MWh a été atteint pour la dernière fois en 2012 (35,92 €/MWh) et ce malgré le doublement du volume d´électricité d´origine renouvelable, soit 239 TWh estimés pour 2022 contre 118 TWh en 2012 (voir figure 1).

Fig 1 EEG Umlage 2022
Figure 1 : Evolution de la charge de soutien et de la production des EnR électriques soutenues /3/

La raison principale de la forte baisse de la charge de soutien est la flambée des prix de l´électricité sur le marché de gros. L´augmentation des recettes de la vente de l´électricité renouvelable au marché réduit considérablement le montant de soutien.  Il se rajoute, comme l´année dernière, une réduction supplémentaire grâce à la subvention de l´État. La subvention fédérale est financée par les recettes de la taxe carbone introduite en 2021.

Calcul de la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques (EEG-Umlage) pour 2022

Le calcul de la charge de soutien est basé sur les prévisions de la production d´électricité d´origine renouvelable, le prix de rémunération que les exploitants des installations d´énergies renouvelables reçoivent ainsi que les recettes de la vente de l´électricité au marché.

Les GRT s´attendent en 2022 à une augmentation de la production d´électricité à partir d’énergies renouvelables de 11 TWh par rapport au pronostic de 2021 pour atteindre 239 TWh.

Une indemnisation totale d´environ 34 milliards d´Euros est prévue pour les exploitants d´énergies renouvelables en 2022. Après déduction des recettes prévues par la commercialisation de l´électricité verte au marché et des recettes diverses, le déficit de financement s´élève à environ 20 milliards d´Euros en 2022.

Il s´ajoute la contribution à la réserve de liquidité (Liquiditätsreserve) d´environ un milliard d´Euros permettant  aux GRT d´amortir les fluctuations sur le « compte EEG » liées aux incertitudes sur les indemnités à payer aux exploitants d´énergies renouvelables.

La charge de soutien finale sera réduite à 13 milliards d´Euros grâce à la liquidation de la réserve d´environ 4,6 milliards d´Euros sur le compte EEG accumulée suite à l´augmentation inattendue du prix sur le marché de gros et grâce à la subvention de l´État de 3,25 milliards d´Euros.

La figure 2 montre la répartition de la charge de soutien aux énergies renouvelables en 2022 /2/. Comme dans le passé, le photovoltaïque constitue la part la plus élevée de la charge de soutien.

Fig 2 EEG 2022
Figure 2 : Répartition des charges de soutien aux énergies renouvelables en 2022 hors TVA /2/

Selon les GRT /2/ le secteur commerce, artisans et services supporte la majeure partie (39%) de la charge de soutien aux énergies renouvelables, suivi par les ménages (34%) et l´industrie (26%). La part restante est supportée par le secteur des transports (voir figure 3).

Fig 3 Umlageverteilung auf Endverbraucher 2022
Figure 3 : Contribution des consommateurs à la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques

Cependant il est douteux que la baisse de la charge de soutien en 2022 conduise à une baisse du prix de l´électricité. Ce prix dépend non seulement de la part « fiscalité » mais aussi de l´évolution des autres composantes, à savoir la part « fourniture » comprenant les coûts de production et commercialisation de l´électricité et la part « acheminement » (transport et distribution). La part « fourniture » augmentera très vraisemblablement suite à la flambée du prix d´électricité sur le marché de gros et les GRT ont déjà annoncé une hausse du tarif d´utilisation du réseau /4/. 

Références

/1/ BNetzA (2021) EEG-Umlage 2022 beträgt 3,723 ct/kWh, communiqué de presse du 15.10.2021, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2021/20211015_EEGUmlage.html?nn=265778

/2/ Plateforme d´information des 4 gestionnaires des réseaux de transport en Allemagne (2021) EEG-Umlage 2022 beträgt 3,723 Cent pro Kilowattstunde – Bundeszuschuss senkt Umlage um 0,934 Cent pro Kilowattstunde, communiqué de presse du 15.10.2021, en ligne : https://www.netztransparenz.de/portals/1/2021-10-15%20Pressemitteilung%20EEG-Umlage%202022.pdf

/3/ BMWi (2021) Altmaier: „EEG-Umlage 2022 sinkt auf den niedrigsten Stand seit 10 Jahren“, communiqué de presse du 15.10.2021, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2021/10/20211015-altmaier-EEG-umlage-2022-sinkt-auf-den-niedrigsten-stand-seit-10-jahren.html

/4/ TransnetBW (2021), Transnet BW veröffentlicht vorläufige Netzentgelte für 2022, communiqué de presse du 01/10/2021, en ligne : https://www.transnetbw.de/de/presse/presseinformationen/presseinformation/transnetbw-veroeffentlicht-vorlaeufige-netzentgelte-fuer-2022

Le charbon, à nouveau première source d´électricité en Allemagne lors des trois premiers trimestres 2021

Temps de lecture : 4 minutes

Le charbon est avec 27% à nouveau la première source de production électrique lors des trois premiers trimestres 2021. En parallèle, la production éolienne est en recul par rapport à la même période de l´année précédente, passant de 23% à 19%. Déjà au premier semestre 2021 le charbon était le principal contributeur à la production d´électricité.

Les énergies renouvelables ont produit 43% au cours des trois premiers trimestres 2021 contre 46% en 2020. Leur part à la consommation brute est avec 43% en baisse par rapport à la même période de 2020 (48%).

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Source : RWE – parc solaire flottant

Ceci est le résultat des calculs préliminaires du Centre de Recherche sur l´Énergie solaire et l´Hydrogène de Bade-Wurtemberg (ZSW) et de la Fédération des Industries de l´Énergie et de l´Eau (BDEW) /1/.

La figure 1 montre la production brute aux 3 premiers trimestres 2020 et 2021.

Production brute 3e trim 2021
Figure 1 : Production brute d´électricité aux 3 premiers trimestres 2020 et 2021 et part des énergies renouvelables /1/

Les énergies renouvelables ont produit 43% dans les trois premiers trimestres 2021. Au cours de la même période de l´année 2020, leur part dans la production brute d´électricité était de 46%.

Notamment la production éolienne a connu avec 19% une baisse sensible au cours des trois premiers trimestres de 2021 contre 23% en 2020. Cela s’explique par le fait que l´année en cours a été nettement moins venteuse que l´année précédente. En juin, les éoliennes terrestres n´ont produit que 3,4 TWh, soit la production mensuelle la plus basse depuis août 2015. Le même mois, on a toutefois observé un pic de production d´électricité à partir du photovoltaïque. Grâce à un ensoleillement important et au développement continu des installations photovoltaïques, 7,8 TWh ont été produits en juin 2021. Ce sont 11% de plus que le précédent mois le plus fort, juin 2019, avec 7 TWh. Pour le reste de l´année, la production d´électricité à partir du photovoltaïque s´est située à un niveau moyen.

La part élevée des énergies renouvelables en 2020 a été influencée par les conditions météorologiques très favorables et une consommation d´électricité nettement inférieure au niveau habituel lors du premier confinement en raison de la pandémie /2/. Comme la contribution des énergies renouvelables est calculée en tant que part de la consommation d´électricité, la consommation plus forte en 2021 entraîne à elle seule une réduction de leur part en pourcentage.

Entre 2010 et 2020 la part des énergies renouvelables dans la production brute d´électricité a été multipliée par un facteur de 2,4  tandis que la part de la houille et du lignite a reculé de presque la moitié à environ 24% /3/.

Suite au durcissement des objectifs climatiques /4/, l´exploitation du charbon est au cœur des discussions de formation d´une nouvelle coalition après les élections fédérales du 26 septembre. Si la sortie définitive du charbon, toujours officiellement prévue pour 2038, devait être avancée à 2030 comme le laissent penser certaines déclarations politiques, les chiffres des trois premiers trimestres 2021 ne vont pas dans le bon sens.

Selon les estimations d´Agora Energiewende /5/ les émissions totales de gaz à effet de serre de l´Allemagne augmenteraient en 2021 d´environ 50 Mt CO2éq par rapport à l´année précédente. Il s’agit de la plus forte augmentation depuis 1990. Cela signifierait que l´Allemagne retomberait au-dessous de son objectif climatique de 2020 (moins 40% d´émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990).

Références

/1/ BDEW (2021) Erneuerbare Energien decken in den ersten drei Quartalen 43 Prozent des Stromverbrauchs, communiqué de presse du 28.9.2021, en ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/erneuerbare-energien-decken-den-ersten-drei-quartalen-43-prozent-des-stromverbrauchs/

/2/ Allemagne-Energies (2021) Allemagne : la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité en baisse au premier semestre de 2021, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/08/14/allemagne-la-part-des-energies-renouvelables-a-la-consommation-brute-delectricite-en-baisse-au-premier-semestre-de-2021/

/3/ Allemagne-Energies (2021) Allemagne – l´essentiel des résultats énergétiques 2020 sous l´influence de la crise sanitaire, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/01/08/allemagne-lessentiel-des-resultats-energetiques-2020-sous-linfluence-de-la-crise-sanitaire/

/4/ Allemagne-Energies (2021) Le Conseil des Ministres allemand adopte le 12 mai 2021 le projet révisé de la Loi Fédérale sur la Protection du Climat (Bundes-Klimaschutzgesetz) suite au jugement de la Cour Constitutionnelle Fédérale, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/05/13/le-conseil-des-ministres-allemand-adopte-le-12-mai-2021-le-projet-revise-de-la-loi-federale-sur-la-protection-du-climat-bundes-klimaschutzgesetz-suite-au-jugement-de-la-cour-constitutionnelle-feder/

/5/ Agora Energiewende (2021)  Deutschland steht 2021 vor dem höchsten Anstieg der Treibhausgasemissionen seit 1990, 16.08.2021, https://www.agora-energiewende.de/presse/neuigkeiten-archiv/deutschland-steht-2021-vor-dem-hoechsten-anstieg-der-treibhausgasemissionen-seit-1990/

Gestion d´une pénurie d´électricité en perspective à l´horizon de 2023 ?

A l´horizon 2023, environ 22 GW de moyens pilotables (centrales nucléaires et à charbon) seront retirés du réseau. Si les politiciens continuent à adhérer à ce plan, d´ici deux ans l´Allemagne pourrait ne plus être en mesure d´assurer la sécurité de l´approvisionnement en électricité sans apport des pays voisins, une circonstance n´étant pas sans incidence sur la situation électrique du couple franco – allemand.

2-format2020

L´Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur) a publié fin aout 2021 /1/  l´indice SAIDI (System Average Interruption Duration Index) pour l´année 2020. Cet indice donne la durée moyenne d´interruption de l´approvisionnement d´un consommateur final moyen.

La durée moyenne d´interruption en Allemagne a diminué de 1,47 minute par rapport à l´année précédente pour atteindre 10,73 minutes.

Le président de l´Agence Fédérale des Réseaux, Jochen Homann, se réjouit : « La fiabilité de l´approvisionnement en électricité en Allemagne a été une fois de plus très bonne en 2020. La durée moyenne d´interruption en 2019, la plus faible jamais enregistrée, a été à nouveau abaissée en 2020. La transition énergétique et la part croissante des capacités de production décentralisées continuent à n´avoir aucun impact négatif sur la qualité de l´approvisionnement. »

Oui, mais l´indice SAIDI ne peut être déterminé que rétrospectivement et ne permet pas de se prononcer sur la sécurité de l´approvisionnement du réseau dans le futur.

Dans son rapport publié en mars 2021 /2/ la Cour des Comptes allemande a déjà mis en garde contre de potentielles pénuries dans l´offre d´électricité à l´horizon de 2023. D´ici deux ans l´Allemagne pourrait ne plus être en mesure d´assurer la sécurité de l´approvisionnement en électricité sans apport des pays voisins.

Déclassements et centrales en construction entre 2021 et 2023

Entre autres causes le calendrier de sortie du charbon et notamment la fermeture anticipée des centrales à houille et petites centrales à lignite inférieures à 150 MW, déterminée par des appels d´offres. Les résultats des deux premiers appels d´offres (septembre 2020 et janvier 2021) ont été publiés en /3/. Depuis, l´Agence Fédérale des Réseaux a publié les résultats du troisième appel d´offres /4/ et fixé le volume appelé pour le quatrième appel d´offres /5/, pour lequel la date limite de candidature est fixée au 1er octobre 2021.

Le tableau montre les résultats et les années de fermetures prévues (interdiction de brûler de la houille ou du lignite) entre 2021 et 2023 /6/.

Tableau Résultat des appels d´offres sur la sortie des
Tableau : Résultat des appels d´offres sur la sortie des centrales à houille et petites centrales à lignite inférieures à 150 MW

Sous réserve de la vérification de l´importance systémique par les gestionnaires de réseau de transport, laquelle pourrait éventuellement retarder l´arrêt définitif de l´une ou l´autre des centrales ou une reconversion éventuelle de certaines centrales à d´autres combustibles, une capacité de 8868 MW sera déclassée à l´horizon de 2023.

De plus, le déclassement de 4913 MW de centrales à lignite et de 8107 MW de centrales nucléaires est inscrit dans la Loi /7/. Il se rajoute le déclassement de 373 MW pour diverses raisons (centrales au gaz et à fioul).

La figure montre le déclassement prévu de moyens pilotables et les nouvelles centrales actuellement en construction entre 2021 et 2023.

Fig zu und Ruckbau
Figure : Déclassements et centrales en construction entre 2021 et 2023

Sous l’hypothèse que les centrales actuellement en construction seront connectées au réseau à temps, l´Allemagne perdrait donc environ 20 GW à l´horizon de 2023.

L´Allemagne pourrait même perdre progressivement plus de 50 GW de moyens pilotables à l´horizon 2030, si la sortie définitive du charbon, toujours officiellement prévue pour 2038, devait être avancée à 2030 comme le laissent penser certaines déclarations politiques.

Jusqu´à une date récente, le Ministère de l´Économie et de l´Énergie partait du principe que la consommation d´électricité n´augmenterait guère à l´horizon de 2030. Après que cette hypothèse a été fortement remise en question par la Cour des Comptes et par l´industrie, le Ministère a révisé son calcul. Selon une première estimation de mi-juillet 2021, la consommation d´électricité augmenterait jusqu´à 100 TWh d´ici 2030 (~ 665 TWh) par rapport à 2019 (~ 568 TWh) en raison de nouveaux consommateurs (pompes à chaleur, véhicules électriques, production de l´hydrogène par électrolyse). Une analyse détaillée suivra à l´automne 2021. C´est un facteur supplémentaire pour un impact sur la sécurité d´approvisionnement.

La pratique de l´Agence Fédérale des Réseaux de maintenir temporairement en réserve stratégique les centrales à charbon destinées au déclassement est, d´une part, très coûteuse et d´autre part contrecarre les efforts de réduction des émissions de CO2.

La Fédération Allemande des Entreprises de l´Énergie et de l´Eau (BDEW) réclame la construction d´au moins 15 GW de centrales à cogénération au gaz d´ici 2030 pour garantir la sécurité d´approvisionnement /9/. Or, de nouvelles centrales ne sont pas rentables actuellement et le gouvernement n´offre pas les incitations nécessaires au remplacement des centrales à charbon par des centrales à gaz.

Le nouveau gouvernement, à mettre en place après les élections fédérales de fin septembre 2021, devra donc rapidement prendre des décisions.

Références

/1/ Bundesnetzagentur (2021), Versorgungsunterbrechungen Strom 2020, Communiqué de presse du 23.08.2021, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2021/20210823_SAIDI-Strom.pdf?__blob=publicationFile&v=2

/2/ Allemagne-Energies (2021), La Cour des Comptes allemande critique à nouveau la transition énergétique du gouvernement fédéral. En ligne : https://allemagne-energies.com/2021/04/06/la-cour-des-comptes-allemande-critique-a-nouveau-la-transition-energetique-du-gouvernement-federal/

/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/

/4/ Bundesnetzagentur (2021), Ergebnisse der dritten Ausschreibung zum Kohleausstieg, Communiqué de presse du 14.07 2021, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2021/20210714_Kohle.pdf?__blob=publicationFile&v=3

/5/ Bundesnetzagentur (2021) Informationen zur Ermittlung des Ausschreibungsvolumens für die vierte Ausschreibungsrunde (Gebotstermin: 01.10.2021), en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Kohleausstieg/Okt2021/Hintergrund_Volumen.pdf?__blob=publicationFile&v=2

/6/ Bundesnetzagentur (2021), Kohleausstieg, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Kohleausstieg/start.html

/7/ Bundesnetzagentur (2021), Kraftwerksliste, Zu- und Rückbau von Kraftwerken, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/start.html

/8/ BMWi (2021) Altmaier legt erste Abschätzung des Stromverbrauchs 2030 vor. Communiqué de presse du 13.07.2021. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2021/07/20210713-erste-abschaetzungen-stromverbrauch-2030.html

/9/ BDEW (2021), BDEW-Positionspapier: Energiewende ermöglichen! 25 konkrete Vorschläge für mehr Tempo bei Planung und Genehmigung, Communiqué de presse du 01.09.2021, en ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/25-konkrete-vorschlaege-fuer-mehr-tempo-bei-planung-und-genehmigung/

Allemagne : la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité en baisse au premier semestre de 2021

Texte mis à jour le 24.08.2021

Temps de lecture : 5 min

Au cours du 1er semestre 2021, la production brute d´électricité s´est élevée à environ 292 TWh – en hausse de presque 5% par rapport à la même période de l´année précédente  (1er semestre 2020 : 279 TWh). Environ 122 TWh ont été produits à partir des énergies renouvelables, soit environ 10% moins qu´au premier semestre 2020 (environ 136 TWh).

La consommation brute d´électricité a été d’environ 285 TWh (1er semestre 2020 : 271 TWh), soit une augmentation de 5,5%. La part des énergies renouvelables à la consommation brute est avec 43% en baisse par rapport au premier semestre 2020 (51 %) tandis que la part de production à partir des centrales conventionnelles est avec 57% en forte hausse (1er semestre 2020 : 49%). Ce fait a provoqué une augmentation des émissions de CO2 de plus de 6%.

En matière d´échanges commerciaux  l´Allemagne était exportatrice nette.

Bild BNetzA
Source : Bundesnetzagentur/SMARD

Ceci est le résultat des calculs préliminaires du Centre de Recherche sur l´Énergie solaire et l´Hydrogène de Bade-Wurtemberg (ZSW) et de la Fédération des Industries de l´Énergie et de l´Eau (BDEW) /1/. 

Les conditions météorologiques défavorables en sont la principale raison. Alors que des records ont été établis au cours du premier semestre de 2020 quant à la production d´électricité à partir du photovoltaïque et l´éolien terrestre, cette année, le premier trimestre en particulier, a été inhabituellement peu venteux /2/  et d´un ensoleillement faible. Au deuxième trimestre les conditions météorologiques étaient plus favorables.

Au total, environ 122 TWh ont été produits à partir des énergies renouvelables /6/, soit environ 10% moins qu´au premier semestre 2020 (environ 136 TWh). Avec environ 47 TWh, l´éolien terrestre a été le plus grand producteur d´électricité renouvelable. Le photovoltaïque a fourni 28 TWh, suivi de la biomasse (environ 23 TWh) et l´éolien marin (environ 12 TWh). La production hydraulique s´élève à 10 TWh. Le reste a été produit par les déchets biogènes et l´énergie géothermique.

170 TWh ont été produits à partir des centrales thermiques à flamme et du nucléaire contre 142 TWh au cours de la même période de l´année dernière. Le nucléaire a produit 34 TWh bruts en 2021, environ 7% de plus qu´au premier semestre 2020 (31,8 TWh) selon /1/.

La figure 1 montre la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité aux premiers semestres 2020 et 2021.

Fig 1_Bruttostromverbrauch 2020_2021
Figure 1 : part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité aux premiers semestres 2020 et 2021/1/

Les chiffres en 2021 des énergies renouvelables n´ont été non seulement influencés par les conditions météorologiques défavorables mais également par la consommation d´électricité plus élevée par rapport au printemps 2020 lors du premier confinement en raison de la pandémie. Comme la contribution des énergies renouvelables est calculée en tant que part de la consommation d´électricité, une consommation plus forte entraîne à elle seule une réduction de leur part en pourcentage.

La forte hausse de production de l´électricité provenant de sources d´énergie fossiles, et en particulier à partir de centrales à houille (+ 50%) et lignite (+ 38%) selon /3/, a provoqué une augmentation des émissions de CO2 de 6,3 % au cours du premier semestre 2021 selon les calculs d´AG Energiebilanzen /4/. 

Selon les estimations d´Agora Energiewende /7/ les émissions totales de gaz à effet de serre de l´Allemagne augmenteraient en 2021 d´environ 50 Mt CO2éq par rapport à l´année précédente. Cela signifierait une réduction de 37 % par rapport à 1990. L´objectif climatique de 2020 (- 40% vs. 1990) ne serait donc pas atteint en 2021.

Hausse des prix spot

Avec 54,96 €/MWh, le prix spot moyen constaté sur le marché journalier au cours du premier semestre de cette année a plus que doublé par rapport à celui de l´année précédente (23,42 €/MWh).

L´augmentation des prix spot est principalement due à la hausse de la consommation d´électricité. En outre, le prix européen de la tonne de CO2 a considérablement augmenté depuis le début de l´année. Cela vaut également pour les prix spot du pétrole brut et du gaz naturel. La hausse des prix des certificats de CO2 et des combustibles augmente les coûts marginaux de l´électricité produite à partir d´énergie fossiles. Cela se traduit par des prix spot plus élevés, en particulier pendant les périodes où la production à partir des énergies renouvelables est faible.

Tableau Prix spot
Tableau : prix spot constatés sur le marché journalier (Phelix-Day-Base) selon /3/

En revanche, le nombre de pas horaires avec des prix négatifs a fortement baissé par rapport au premier semestre 2020.

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

A titre d´exemple, les prix spot moyens constatés sur le marché journalier en France ont augmenté de 119,3% par rapport à la même période de l´année précédente,  soit 58,48 €/MWh au premier semestre 2021 contre 25,71 €/MWh en 2020 selon /3/. 

Echanges commerciaux

Comme l´année précédente, l´Allemagne a un solde d´exportation d´électricité positif au cours du premier semestre 2021 /3/. Le solde net a atteint 8,2 TWh, soit une augmentation de 13,9% par rapport à 2020 (7,2 TWh). 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.

Développement des énergies renouvelables

L´atteinte des objectifs climatiques ambitieux fixés par la loi sur la protection du climat nécessiterait le doublement de la capacité actuelle des énergies renouvelables en une décennie et par conséquent une augmentation considérable de leur rythme de développement dans les prochaines années /5/ .

Cependant, l´ajout de nouvelles capacités d´énergie renouvelable présente depuis un certain temps des tendances différenciées, en fonction de la filière /6/.

Fig 2 PV
Figure 2 : ajout des capacités photovoltaïques depuis 2015

Alors que l´ajout net de nouvelles capacités photovoltaïques a été supérieur à deux gigawatt par semestre depuis le début 2020 (voir figure 2), l´ajout net de capacités éoliennes est resté à un faible niveau depuis mi-2018 (voir figures 3 et 4).

Fig 3 Zubau Wind Land
Figure 3 : ajout des capacités d´éoliennes terrestres depuis 2015
Fig 4 Zubau Wind See
Figure 4 : ajout des capacités d´éoliennes maritimes depuis 2015

Au premier semestre 2021, on constate une augmentation modérée de la capacité éolienne terrestre par rapport à la même période de l´année précédente. Toutefois, l´ajout de nouvelles capacités éoliennes reste nettement inférieur au développement de 2015 à mi-2018.

Actuellement, aucun parc éolien maritime n´est sur le point d´être achevé. Avant 2022 au plus tôt, il ne devrait pas y avoir de nouvelles éoliennes maritimes connectées au réseau.

Références

/1/ BDEW (2021), Communiqué de presse du 28.06.2021 : Erneuerbare Energien haben im ersten Halbjahr 43 Prozent des Stromverbrauchs gedeckt, en ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/erneuerbare-energien-haben-im-ersten-halbjahr-43-prozent-des-stromverbrauchs-gedeckt/

/2/ Allemagne-Energies (2021), L´effet d´un 1er trimestre 2021 peu venteux sur la production d´électricité, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/06/17/leffet-dun-1er-trimestre-2021-peu-venteux-sur-la-production-delectricite/

/3/ Bundesnetzagentur (2021), Smard – Stromerzeugung und Stromhandel im Jahr 2021, en ligne : https://www.smard.de/page/home/topic-article/444/204204

/4/ AGEB (2021) Communiqué de presse Nr. 03/2021 du 03.08.2021: Energieverbrauch und Energiemix verändern sich durch Pandemie und Wetter, en ligne : https://www.ag-energiebilanzen.de/

/5/ Allemagne-Energies (2021), Quelles mesures concrètes pour atteindre la neutralité carbone en 2045 ? En ligne : https://allemagne-energies.com/2021/07/07/quelles-mesures-concretes-pour-atteindre-la-neutralite-carbone-en-2045/

/6/ Umweltbundesamt (2021), AGEE-Stat : Monatsbericht PLUS mit ergänzenden Informationen zur quartalsweisen Entwicklung der ERNEUERBAREN ENERGIEN in den Sektoren Strom, Wärme und Verkehr, 2. Quartal 2021,  Stand 7.7.2021, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/361/dokumente/agee-stat_monatsbericht_plus_2021-q2_final.pdf

/7/ Agora Energiewende (2021), Deutschland steht 2021 vor dem höchsten Anstieg der Treibhausgasemissionen seit 1990, 16.08.2021, https://www.agora-energiewende.de/presse/neuigkeiten-archiv/deutschland-steht-2021-vor-dem-hoechsten-anstieg-der-treibhausgasemissionen-seit-1990/

Quelles mesures concrètes pour atteindre la neutralité carbone en 2045 ?

Temps de lecture : 15 minutes

Le gouvernement compte réduire les émissions de gaz à effet de serre de 65% d´ici 2030 par rapport à 1990, contre 55% auparavant, puis 88% d´ici 2040 avec l´intention d´atteindre en 2045 (précédemment 2050) la neutralité carbone. C´est ce qu´a décidé le Conseil des Ministres en mai 2021 pour mettre en œuvre les exigences de la Cour Constitutionnelle Fédérale et anticiper en même temps la contribution allemande au nouvel objectif de l´Union Européenne en matière de climat. Le nouvel objectif du gouvernement a reçu le feu vert du Parlement et du Conseil Fédéral (Bundesrat) fin juin 2021. Pour plus de détails voir /1/ .

La neutralité carbone en 2045 implique une accélération du changement structurel par rapport à une année cible de 2050. Cependant des mesures concrètes pour atteindre le nouvel objectif restent en attente. Pour plus de précisions il faudra certainement attendre la formation du nouveau gouvernement après les élections fédérales en septembre 2021.

Entre temps le Think Tank Agora Energiewende a publié des propositions pour des mesures concrètes ce qui est le sujet du présent texte.

Les défis sont gigantesques, à la limite de la faisabilité et de l´acceptabilité sociétale. La neutralité carbone en 2045 sera une tâche herculéenne dans la mesure où l´Allemagne persiste dans son hostilité vis-à-vis du nucléaire.

Fig 1 GES Ziele
Figure 1 : nouveaux objectifs de réduction des gaz à effet de serre

Concept énergétique – neutralité carbone à l´horizon de 2050

Pour atteindre la neutralité carbone à l´horizon de 2050, la transition énergétique repose sur 3 piliers 

  • amélioration de l´efficacité énergétique et réduction de la consommation d´énergie primaire
  • augmentation de la part des énergies renouvelables dans la consommation d´énergie finale et dans la consommation d´électricité
  • « Couplage sectoriel », c´est-à-dire électrification des autres secteurs de l´économie et transformation d´électricité en un autre vecteur énergétique (hydrogène, combustible de synthèse)

Le concept énergétique actuel vise une réduction de la consommation d´énergie primaire de 30% d´ici 2030 et de 50% à l´horizon de 2050 par rapport à 2008. Il est prévu d´augmenter la part des énergies renouvelables dans la consommation d´énergie finale brute de 30% d´ici 2030 et de 60 % à l´horizon de 2050. Une part de 65% est actée dans la consommation brute d´électricité en 2030 et la neutralité carbone de la production d´électricité fixée à 2050.

La Loi sur les énergies renouvelables (EEG 2021), entrée en vigueur début 2021, prévoit à l´horizon de 2030 une production de 377 TWh ce qui nécessite une capacité installée d´énergies renouvelables d´environ 200 GW, dont 100 GW photovoltaïque, 70 GW éolien terrestre et 20 GW éolien en mer. 

Le Plan de Déploiement National de l´Hydrogène, adopté en juin 2020, se fixe un objectif de 5 GW d´électrolyseurs installés en 2030.  A l´horizon 2040 il est actuellement prévu d´accroitre la capacité de production d´hydrogène à 10 GW /3/.

De plus, le gouvernement fédéral a introduit à partir de 2021 une taxe carbone sur les émissions des produits combustibles non couverts par le Système Européen d´Échange de Quotas d´Émissions de l´Union Européenne. Cette taxe vise à inciter le développement des technologies respectueuses de l´environnement.

Nouvel objectif – neutralité carbone à l´horizon de 2045

Le gouvernement compte réduire les émissions de gaz à effet de serre de 65% d´ici 2030 par rapport à 1990, contre 55% auparavant, puis 88% d´ici 2040 avec l´intention d´atteindre en 2045 la neutralité carbone, soit cinq ans plus tôt qu´initialement prévu. Un avenant à la Loi sur la Protection du Climat, fixant le nouvel objectif, a reçu le feu vert du Parlement et du Conseil Fédéral (Bundesrat) fin juin 2021 /1/.

A partir d´une valeur initiale en 2020 de 813 Mt CO2éq laquelle correspond à peu près aux émissions de gaz à effet de serre en 2019, l´avenant à la Loi prévoit maintenant à l´horizon de 2030 un objectif de 438 Mt CO2éq/an, soit une réduction de 37,5 Mt CO2éq par an en moyenne. Cela signifie un facteur de 2,5 par rapport à la réduction entre 1990 (1250 Mt CO2éq) et 2019 (810 Mt Co2éq) soit 15 Mt CO2éq par an en moyenne. La part la plus importante des réductions supplémentaires d´ici 2030 sera supportée par le secteur énergétique (cf. figure 2) soit une réduction de 172 Mt CO2éq/an.

Fig 2 KSGneu
Figure 2 : réduction des émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 par secteur selon l´avenant à la Loi sur la Protection du Climat

Compte tenu des réductions des émissions de gaz à effet de serre dans le passé (cf. figure 3) les nouveaux objectifs seront un défi important.

Fig 3 2010_2020
Figure 3 : réduction des émissions de gaz à effet de serre entre 2010 et 2020 par secteur /4/

Seuls les secteurs de l´énergie et du bâtiment ont réalisé des baisses d´émissions notables entre 2010 et 2019. Les émissions ont baissé d´environ 30%, soit de 110 Mt CO2éq/an, dans le secteur de l´énergie, cf. figure 3. La réduction drastique des émissions de gaz à effet de serre en 2020 est en grande partie due aux conséquences de la crise sanitaire, principalement dans les secteurs des transports et de l´énergie. 

L´avancement de la date de neutralité carbone à 2045 implique une accélération du changement structurel par rapport à une année cible de 2050.

Le gouvernement n´a pas encore précisé les mesures concrètes pour atteindre le nouvel  objectif plus ambitieux. Une taxe carbone plus élevée et un développement plus rapide des énergies renouvelables (éolien et solaire) sont considérés comme des mesures d´accompagnement possibles. Pour plus de précisions il faudra attendre la formation du nouveau gouvernement après les élections fédérales en septembre 2021.

Propositions des mesures concrètes du Think Tank Agora Energiewende

Quasi concomitamment aux décisions du gouvernement allemand, le Think Tank Agora Energiewende a publié des propositions pour des mesures concrètes pour atteindre la neutralité carbone en 2045 /2/.

L´étude propose trois étapes vers la neutralité carbone :

  • réduction des gaz à effet de serre à l´horizon de 2030
  • au-delà de 2030, seules des technologies sans carbone seront implémentées dans l´industrie, l´électricité, le chauffage et les transports
  • les 5% d’émissions de gaz à effet de serre non évitables provenant des usages difficilement décarbonables (agriculture et cimenteries) seront compensés par le déploiement des technologies à émissions négatives : puits de carbone naturels (forêts, sols…) et technologiques (captage et stockage du carbone).

Les principaux indicateurs et mesures pour la neutralité carbone en 2045 de l´étude d´Agora Energiewende sont résumés dans l´annexe 1.

L´étude énumère cinq stratégies centrales pour atteindre la neutralité carbone.

Stratégie 1 : Forte augmentation de la part des énergies renouvelables dans la production d´électricité

Dans le secteur énergétique qui comprend la production d´électricité et de chaleur, les raffineries et la fabrication de combustibles fossiles solides, les propositions d´Agora Energiewende /2/ sont axées sur l´augmentation de la part des énergies renouvelables à 70% minimum dans la production d´électricité, la décarbonation de la production de la chaleur à distance et l´accélération du déploiement de la production d´hydrogène par électrolyse.

La part des énergies renouvelables devrait représenter 70 % de la production d´électricité d’ici 2030 et presque 100 % au plus tard en 2045, cf. figure 4.

Pour atteindre une part de 70% des énergies renouvelables, et en tenant compte d´une hausse de la consommation brute de l´ordre de 50 TWh par rapport à 2019 (~ 590 TWh), il faudrait selon /2/ porter la capacité installée à 268 GW dont 150 GW photovoltaïque, 80 GW éolien terrestre et 25 GW éolien en mer.

La hausse de la consommation est due aux nouveaux consommateurs dans le cadre du «couplage sectoriel», c´est-à-dire une électrification des autres secteurs de l´économie (pompes à chaleur, véhicules électriques, production d´hydrogène par électrolyse, numérique).

Le doublement de la capacité actuelle des énergies renouvelables (2020 : ~ 132 GW) en une décennie nécessite un boom de la construction sans précédent. A titre de comparaison, entre 2010 et 2020, l´augmentation annuelle moyenne de la puissance éolienne terrestre a été de 2,8 GW et celle du photovoltaïque 3,6 GW /5/. Il faudrait donc doubler l´ajout annuel de la capacité de l´éolien terrestre et tripler celle du photovoltaïque d´ici 2030.

A l´horizon de 2045, la consommation brute d´électricité pourrait augmenter à plus de 1000 TWh/an selon /2/ et la production nette d´électricité serait de l´ordre de 900 TWh.  L´augmentation de la consommation d´électricité d´ici 2045 sera imputable pour environ 160 TWh aux transports, pour 150 TWh à la production d´hydrogène et pour environ 90 TWh à l’industrie.

La production serait neutre en carbone grâce à un parc d´énergies renouvelables de presque 610 GW (~ 385 GW photovoltaïque, ~ 145 GW éolien terrestre et ~ 70 GW éolien en mer). Cela signifie encore un doublement par rapport à l´objectif de 2030, cf. figure 4.

Une tâche herculéenne dans la mesure où l´Allemagne persiste dans son hostilité vis-à-vis du nucléaire.

Fig 4 ENR 2045 neu
Figure 4 : puissance installée et production nette des énergies renouvelables selon /2/, la valeur de 2019 selon /5 /

Une puissance installée d´énergies renouvelables intermittentes de l´ordre de 600 GW peut causer des surplus de production importants. On s´attend à un certain lissage grâce à l´absorption du surplus de production par les électrolyseurs et les grands sites de stockage d´énergie dans les Alpes et en Scandinavie et à court terme par le stockage en batterie et la vente à la bourse.  Une partie des pics de production volatile d´énergies renouvelables ne pourra être absorbée malgré l´augmentation de la flexibilité du système électrique.

Agora Energiewende suppose qu´il faudrait écrêter de l´ordre de 50 TWh de la production des énergies renouvelables en 2045, soit environ 5 % de la production totale, cf. figure 4.

Dans le même temps, la capacité des systèmes de stockage sera considérablement augmentée. Il s´agit notamment du stockage central par batterie, du stockage domestique associé à une installation photovoltaïque et aux véhicules électriques (vehicle to grid). Grâce à leur potentiel de gestion de la demande, ces systèmes de stockage apportent une contribution importante à l´intégration des énergies renouvelables et à la réduction des pics de la demande «résiduelle» (c´est-à-dire non couverte par la production renouvelable).

Un autre pilier de la sécurité d´approvisionnement sera le développement des capacités d´ interconnexion entre les pays.

La demande d´électricité en Allemagne varie actuellement entre environ 40 GW en été et 85 GW en situation de pointe en hiver. En revanche, on peut s´attendre à une augmentation de la pointe annuelle à environ à l´horizon de 2045 en raison des nouveaux consommateurs d´électricité. Selon les gestionnaires de réseaux /7/, la pointe annuelle pourrait atteindre 100 GW.

Selon Agora Energiewende /2/ il faudra à l´horizon de 2045 maintenir, pour suppléer aux carences des énergies renouvelables intermittentes, un parc de moyens pilotables en back-up, de l´ordre de 80 GW, dont notamment des centrales à gaz.

Une capacité de 20 GW supplémentaires à faible émission de CO2 (centrales à gaz ou à cogénération, turbines à combustion) sera nécessaire d´ici à 2030 et 30 GW de plus d´ici à 2045. Ces centrales seront alimentées dans un premier temps par gaz naturel et à l´horizon de 2045 par l´hydrogène.

Cependant la construction de nouvelles centrales au gaz n´est pas rentable à l´heure actuelle et le gouvernement n´offre pas de sécurité aux investisseurs pour encourager le remplacement des centrales à charbon par des centrales à gaz. Même les 30 GW de centrales à gaz existants sont soumis à une pression économique considérable.

Pour l´avancement de la sortie du charbon à 2030, proposé par Agora Energiewende /2/, il serait nécessaire de rouvrir l´accord qui a été conclu, après des mois d´âpres négociations, avec les régions charbonnières et les énergéticiens.

Une autre option pour accélérer la sortie du charbon serait une hausse importante de la tonne de CO2 dans le cadre du système d´échange de quotas d´émission (SEQE) sur décision de l´UE. Agora Energiewende prévoit une augmentation du prix de la tonne de CO2 dans le cadre de SEQE à 52 €2019 en 2030 et à 80 €2019 en 2045 (voir annexe 1).

En revanche, l´Agora Energiewende n´a pas étudié l´impact sur le développement des réseaux d´électricité. Le développement des réseaux électriques ne suit pas actuellement le rythme de développement des énergies renouvelables et ceci sans tenir compte de l´accélération préconisée de leur développement. Selon la Cour des Comptes /8/, le planning accuse actuellement un retard de 5 ans qui pourrait encore augmenter.

Le développement massif des énergies renouvelables pose également un défi majeur aux gestionnaires de réseaux de distribution, car cette électricité est principalement injectée dans leurs réseaux.

Stratégie 2 : Efficacité énergétique, la consommation d´énergie primaire sera réduite de moitié d´ici 2045 par rapport à 2018, en particulier dans le secteur du chauffage

Selon Agora Energiewende il faudrait baisser la consommation d´énergie primaire à environ 8600 PJ d´ici 2030, soit une réduction de 40% par rapport à 2008 contre les 30% actuellement prévus par le gouvernement. A l´horizon de 2045, la consommation d´énergie primaire baissera à environ 6500 PJ, soit – 55% par rapport à 2008. L´objectif actuel est une réduction de 50% par rapport à 2008 d´ici 2050.

Fig 5 Primaerenergie
Figure 5 : Objectifs de réduction de la consommation de l´énergie primaire (valeurs jusqu´à 2020 selon / 9 /)

Suite à la crise sanitaire, la consommation énergie primaire a baissé à un niveau historique en 2020, soit 8% par rapport à 2019. L´objectif de la transition énergétique d´une réduction de 20% par rapport à 2008 a néanmoins été manqué /10/.

Stratégie 3: Couplage sectoriel  – l´électricité remplace le pétrole et le gaz dans les secteurs des transports et du bâtiment  

Le «couplage sectoriel», c´est-à-dire une électrification des autres secteurs de l´économie est le principal instrument pour leur décarbonation et baisser la consommation.

Agora Energiewende prévoit à l´horizon de 2030 un parc de 14 millions de voitures électriques, 6 millions de pompes à chaleur et une augmentation d´au moins 50% du taux de rénovation des bâtiments à 1,6% par an.

A titre de comparaison, l´objectif actuel à l´horizon de 2030 est un parc de 7 à 10 millions de véhicules électriques, 3 à 4 millions de pompes à chaleur et une production d´hydrogène « vert » d´environ 14 TWh. Jusqu´à maintenant le taux de rénovation des bâtiments s´est élevé à environ 1% par an /11/.

Le taux de rénovation annuel moyen du bâtiment devrait passer à près de 1,75 % entre 2030 et 2045.

Dès 2032, la vente de véhicules essence et diesel neufs sera interdite.  D´ici 2045, la quasi-totalité des véhicules à moteur thermique seront remplacés par des voitures électriques. Le transport routier sera également assuré presque exclusivement par des véhicules à batterie ou des véhicules reliés aux caténaires ou des véhicules à pile à combustible hydrogène dès 2045, tout comme les bus et les trains.

L´installation progressive des systèmes de chauffage décarbonés et le raccordement des bâtiments aux réseaux de chaleur à distance permettront d´éviter presque totalement les émissions de CO₂ du secteur du bâtiment. Entre 2030 et 2045, le nombre total de pompes à chaleur sera porté à 14 millions.

Stratégie 4 : Hydrogène – pour garantir la sécurité d’approvisionnement du système énergétique et créer une industrie neutre en carbone

A partir de 2030 le gaz naturel sera successivement remplacé par l´hydrogène et des combustibles synthétiques, cf. figure 6.

Fig 6 h2
Figure 6 : besoins en hydrogène et combustibles synthétiques selon Agora Energiewende /2/

Un déploiement de l´ordre de 63 TWh d´hydrogène « vert » est prévu d´ici à 2030. Environ la moitié de cette quantité d´hydrogène sera employée pour la décarbonation de l´industrie.

Il faudrait donc accroitre la capacité de production d´hydrogène à 10 GW à l´horizon de 2030, soit une production d´hydrogène « vert » d´environ 19 TWh. Environ 44 TWh d´hydrogène seront importés.

A l´horizon de 2045 les besoins d´hydrogène et combustibles synthétiques sont estimés à 422 TWh par an dont presque 80% seront importés.

Stratégie 5 : CCS (Carbon Capture and Storage), à partir de 2030 mise en place d´une infrastructure de captage et stockage du carbone

L´avenant à la Loi sur la Protection du Climat s´appuie sur l´augmentation des puits de carbone naturels (comme les forêts, permettant de capter du CO2, ou les sols) pour compenser les émissions résiduelles. Les contributions des puits de carbone naturels sont définies dans l´avenant à la loi pour les années 2030, 2040 et 2045, soit au moins 25 Mt CO2éq en 2030, 35 Mt CO2éq en 2040 et 40 Mt CO2éq en 2045 /1/. Selon Agora Energiewende, la contribution des puits de carbone naturels serait seulement de 11 MtCO₂eq en 2045 (voir annexe 1).

Agora Energiewende estime les émissions résiduelles en 2045 à environ 63 Mt CO2éq (environ 5% des émissions en 1990), dont 65% dans le secteur de l´agriculture et 22% dans le secteur de l´industrie. Les autres secteurs (bâtiments, déchets et énergie) contribuent à environ 13%.

L´élimination de ces émissions résiduelles nécessite la prise en compte des technologies à émissions négatives, cf. figure 7.

Fig 7 CCS
Figure 7 : émissions résiduelles et leur élimination grâce aux technologies à émissions négatives à l´horizon de 2045

La réduction des émissions et la séquestration de CO2 seraient donc principalement effectuées via des puits technologiques,  cf. figure 7 :

  • bioénergie avec captage et stockage du carbone (en anglais BECCS : Bioenergy with Carbon Capture and Storage), processus consistant à extraire le CO2 de la bioénergie produite à partir de la biomasse et le stocker dans des formations géologiques appropriées
  • captage direct dans l´air et stockage du carbone (en anglais DACCS : Direct Air Carbon Capture and Storage), ce qui consiste à extraire le CO2 de l´air ambiant à l’aide d´absorbants liquides ou solides et à le stocker dans des formations géologiques appropriées
  • captage du CO2 par transformation en polymère organique. Les matières premières « vertes » naphta ou autres hydrocarbures seront produites avec du CO₂ capté dans l’air ou à partir de la biomasse.

Estimation des coûts

L´étude /2/ ne contient pas d´estimation des coûts. Lors du séminaire du 20 mai 2021 “Climate Neutrality by 2045: What does this mean for Germany? What does it mean for the EU Green Deal?” un investissement additionnel de l´ordre de 75 Md € par an a été évoqué /12/.

L´étude de Boston Consulting Group (BCG) et Prognos AG /13/ pour le compte de la Fédération de l´Industrie Allemande modélise des trajectoires climatiques jusqu´en 2050 en prenant en compte de manière détaillée les cinq secteurs suivants : industrie, transports, ménages/commerce/artisanat, énergie/transformations énergétiques et  agriculture/déchets.

La réalisation des objectifs climatiques nécessiterait des investissements supplémentaires de 2300 Md € dans le scénario « 95% » entre 2015 et 2050, soit une moyenne d´environ 70 Md € par an. Un avancement à 2045 de la neutralité carbone portera les coûts à environ 80 Md € par an soit le même ordre de grandeur que l´estimation d´Agora Energiewende. En pourcentage du PIB (3450 Md € en 2019), ces dépenses représentent une part d´environ 2,3% /an.

Conclusion

L´avenant à la Loi sur la Protection du Climat instaure un cadre pour les prochaines années et décennies. Il est toutefois regrettable que l´Allemagne ne mène pas une politique climatique en coordination avec ses partenaires européens et fasse cavalier seul.

Avec le nouvel objectif climatique, le gouvernement a considérablement augmenté les contraintes imposées aux citoyens et aux entreprises. La protection du climat et la transition énergétique seront certainement des sujets clés de la campagne électorale en vue des élections fédérales fin septembre 2021. Le nouveau gouvernement devra ensuite définir des mesures concrètes.

Les défis sont gigantesques, à la limite de la faisabilité et de l´acceptabilité sociétale. Les ambitions de l´Energiewende seront à l´épreuve des faits dans les prochaines années, il est donc important de suivre l´avancement de près. 

Annexe 1 : Principaux indicateurs pour la neutralité carbone en 2045 selon Agora Energiewende /2/

Annexe 1

Références

/1/ Allemagne-Energies (2021) Le Conseil des Ministres allemand adopte le 12 mai 2021 le projet révisé de la Loi Fédérale sur la Protection du Climat (Bundes-Klimaschutzgesetz) suite au jugement de la Cour Constitutionnelle Fédérale, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/05/13/le-conseil-des-ministres-allemand-adopte-le-12-mai-2021-le-projet-revise-de-la-loi-federale-sur-la-protection-du-climat-bundes-klimaschutzgesetz-suite-au-jugement-de-la-cour-constitutionnelle-feder/

/2/ Agora-Energiewende (2021) Towards a Climate-Neutral Germany by 2045, en ligne : https://www.agora-energiewende.de/en/publications/towards-a-climate-neutral-germany-2045-executive-summary/

/3/ Bundesregierung (2020) Le gouvernement fédéral adopte une stratégie hydrogène. Bundesregierung Deutschland. En ligne : https://www.bundesregierung.de/breg-fr/actualites/wasserstoffstrategie-kabinett-1758986

/4/ UBA (2021) Treibhausgas-Emissionen, Umweltbundesamt (Agence fédérale de l´Environnement), en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/treibhausgas-emissionen

/5/ BMWi (2021) Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland. Informationsportal Erneuerbare Energien. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. En ligne : https://www.erneuerbare-energien.de/EE/Navigation/DE/Service/Erneuerbare_Energien_in_Zahlen/Zeitreihen/zeitreihen.html.

/6/ Allemagne-Energies (2021) Bilan 2020 de l´éolien en Allemagne, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/02/08/bilan-2020-de-leolien-en-allemagne/

/7/ BNetzA (2020) Bundesnetzagentur genehmigt Szenariorahmen Strom 2021-2035. Communiqué de Presse du 26.06.2020. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2020/20200626_Szenariorahmen2021-2035.html?nn=265778

 /8/ Allemagne-Energies (2021) La Cour des Comptes allemande critique à nouveau la transition énergétique du gouvernement fédéral, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/04/06/la-cour-des-comptes-allemande-critique-a-nouveau-la-transition-energetique-du-gouvernement-federal/

/9/ AG Energiebilanzen (2021) Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2020, en ligne : https://www.ag-energiebilanzen.de/

/10/ Allemagne-Energies (2021) Allemagne – l´essentiel des résultats énergétiques 2020 sous l´influence de la crise sanitaire, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/01/08/allemagne-lessentiel-des-resultats-energetiques-2020-sous-linfluence-de-la-crise-sanitaire/

/11/ BMWi (2021) Achter Monitoring-Bericht « Energie der Zukunft ». Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, éd. En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Energie/achter-monitoring-bericht-energie-der-zukunft.html

/12/ Agora-Energiewende (2021) Climate Neutrality by 2045: What does this mean for Germany? What does it mean for the EU Green Deal?, en ligne : https://www.agora-energiewende.de/en/publications/climate-neutrality-by-2045/

/13/ BCG et Prognos (2018) Klimapfade für Deutschland. Bundesverband der Deutschen Industrie e.V. (BDI), éd. Bonston Consulting Group; Prognos AG. En ligne : https://bdi.eu/publikation/news/klimapfade-fuer-deutschland/

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

Temps de lecture : 5 minutes

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

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

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

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Source : Bundesnetzagentur/smard

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

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

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

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

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

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

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

Augmentation significative des importations d´électricité

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

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

Hausse du prix au marché spot

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

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

Références 

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

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

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

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

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