Transition énergétique allemande, Energiewende Deutschland, sortie du nucléaire, énergies renouvelables, économies d´énergie, réduction des émissions de gaz à effet de serre
Depuis 2017, le montant du soutien aux énergies renouvelables n’est plus fixé comme auparavant par l’État mais par le biais d’appels d’offres. Outre la mise en place des appels d´offres, l´État a ralenti le développement des énergies renouvelables en limitant les volumes annuellement mis aux enchères pour qu´elles suivent mieux le développement du réseau. L’amendement de 2017 stipule pour l´éolien terrestre un objectif de 2,8 GW par an entre 2017 et 2019 et 2,9 GW par an à partir de 2020 /1/
L’Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) a publié les résultats du 3ème appel d’offres 2018 pour l’éolien terrestre en août 2018 /2/. Les offres précédentes ont fait l’objet des publications sur le BLOG /3 /, /4 /.
Le tableau résume les résultats des appels d´offres de mai 2017 à août 2018.
Après une baisse continue du montant moyen de l’adjudication en 2017, on observe en 2018 à nouveau une augmentation importante. Selon l’Agence fédérale des réseaux cette progression est essentiellement due à l’absence d´une pression concurrentielle.
En mai 2018 les offres soumises n´ont même pas atteint le volume mis en adjudication. Avec 91 offres d´un volume total de 709 MW, l´appel d´offres d´août 2018 était légèrement souscrit mais 5 offres d´un volume de 42 MW ont été refusées pour des raisons de forme.
Brandebourg a obtenu la plupart des adjudications pour un volume de 136 MW, suivi de Rhénanie-Westphalie (100 MW9 et Schleswig-Holstein (95 MW). Néanmoins 23% des adjudications ont été accordés aux offrants situés au sud du Main.
Selon l´agence fédérale la hausse du montant de l’adjudication pourrait stimuler la concurrence pour les deux derniers appels d´offres en 2018.
Pour limiter le réchauffement des cours d’eau pendant la canicule, les exploitants des centrales thermiques en circuit ouvert ont été obligés ces dernières semaines de procéder à des baisses de régime. La situation fut particulièrement tendue pour les centrales des bords du Rhin et du Neckar.
Ainsi EdF a mis entre autres l’unité de production n° 1 de Fessenheim en arrêt temporaire début aout 2018 pour respecter les autorisations de rejets thermiques dans le Grand Canal d’Alsace, la production de l´unité n° 2 avait été réduite pour les mêmes raisons, toutefois sans inquiétude concernant l’approvisionnement du réseau /1/.
La situation en Allemagne du Sud était nettement plus tendue. Les exploitants en Bade-Wurtemberg ont demandé une dérogation auprès du ministère responsable pour pouvoir faire fonctionner leurs centrales thermiques le cas échéant jusqu´à 0,5 °C au-delà du seuil autorisé de 28°C en aval des sites. La dérogation temporaire a été accordée le 27 juillet 2018 afin d´assurer la sécurité d´approvisionnement du Land /2/, /3/.
Le ministre de l´environnement et de l´énergie de Bade-Wurtemberg, M. Untersteller (Les Verts) explique dans le communiqué de presse du 27 juillet 2018 la nécessité de cette mesure mais ajoute que le photovoltaïque assure presque 40% de la consommation d´électricité en journée en Bade-Wurtemberg et souligne « … la canicule actuelle fournit une preuve supplémentaire qu’il est important de se rendre indépendant des centrales conventionnelles et de développer les énergies renouvelables. Après tout les éoliennes et le photovoltaïque n´ont pas besoin d´eau pour le refroidissement ».
A première vue certes un argument plausible. Cependant d’après les chiffres de production et consommation d´électricité en Allemagne dans la période du 20 au 27 juillet 2018 /4/ on peut avoir quelques doutes. Le photovoltaïque a fourni en effet jusqu´à presque 30 GW en journée, mais on note une défaillance de la production éolienne (voir figure 1)
Figure 1 : Production et consommation d’électricité par filière dans la période du 20 au 27 juillet 2018 selon Agorameter /4/ [en vert : bioénergies, en bleu clair : hydroélectricité, en bleu foncé : éolien, en jaune : photovoltaïque, en gris : centrales conventionnelles, ligne rouge : consommation d´électricité]A titre d´exemple, le 24 juillet vers 5 heures, l’éolien et le photovoltaïque, totalisant une capacité installée de plus de 100 GW, ont fourni seulement 1,4 GW. La demande d´électricité étant de 54 GW à ce moment, les filières fatales n´ont assuré que 2,6% de la demande.
Bien que les résultats lissés sur le premier semestre 2018 des énergies renouvelables intermittentes soient remarquables /5/, c’est l´instant T qui compte pour sécuriser l´approvisionnement en électricité et non pas la production lissée sur une période donnée.
Les défaillances répétitives des éoliennes par manque de vent pendant plusieurs jours en juillet 2018 démontrent une fois de plus qu´en l´absence de solutions de stockage massif d´énergie, la variabilité des éoliennes et du solaire nécessite le maintien en backup des centrales conventionnelles pour suppléer aux carences de ces énergies renouvelables intermittentes. Notamment les centrales à lignite n´ont eu aucune restriction de régime lors de la canicule car leur refroidissement est assuré en majeure partie par les eaux d’infiltration des mines à ciel ouvert /6/.
La France elle aussi a connu une défaillance de la production éolienne par manque de vent fin juillet et début aout 2018 /7/ donc même l´interconnexion avec les pays voisins n´aurait pas beaucoup amélioré la situation en Allemagne du Sud.
Éolien et photovoltaïque n´ont certes pas besoin d´eau pour le refroidissement, mais contrairement aux aspirations de certains politiciens, les énergies renouvelables intermittentes ne sont pasen mesure d´assurer à elles seules la sécurité d´approvisionnement. Une technologie complémentaire, soit centrales conventionnelles backup soit accumulateurs d’énergie, reste indispensable (voir aussi : Énergies renouvelables : de nombreux défis ).
Selon les estimations préliminaires de l´agence fédérale des réseaux /1/, 105,5 TWh d´électricité ont été produits par des sources d´énergies renouvelables (éolien, solaire, bioénergies, hydroélectricité et divers) au premier semestre 2018 (premier semestre 2017 : 95,5 TWh)
La production nette à base d’énergies renouvelables a dépassé pour la première fois la barre de 100 TWh en 6 mois /2/ et atteint une part de 40% à la production totale nette d´électricité.
La production à base d’énergies renouvelables a augmenté de presque 10% par rapport au premier semestre 2017 tandis que la production des centrales conventionnelles a baissé de 6,5% à 155,8 TWh hors STEP.
Les éoliennes ont réalisé la plus grande part avec 54,9 TWh (éoliennes terrestres : 45,86 TWh, éoliennes en mer : 9,06 TWh) grâce à des conditions météorologiques très favorables en janvier 2018.
La production photovoltaïque a légèrement augmenté à 21,4 TWh (premier semestre 2017: 19,9 TWh). Les bioénergies ont contribué 20,2 TWh donc légèrement au-dessous de la valeur du premier semestre 2017. Les centrales hydroélectriques ont fourni 8,4 TWh, en hausse de 1,3 TWh sur la même période de l’année précédente.
L´agence fédérale des réseaux rapporte aussi de fortes fluctuations de la production d´énergies renouvelables. La production éolienne la plus élevée jamais observée était le 3 janvier 2018 avec 42,8 GW /6/, /7/ à l´occasion du passage de la tempête « Burglind ».
La production maximale d´énergies renouvelables était observée le 30 avril 2018 entre 12h et 14 h avec 55,3 GWh par heure /5/.
Lors des jours fériés du 1er mai et de Pentecôte, particulièrement venteux et très ensoleillés, la production des énergies renouvelables a entièrement couvert la consommation du pays sur une brève période. Des situations semblables ont été déjà observées 3 fois dans le passé : le 8 mai 2016, le 30 avril 2017 et le 1er janvier 2018.
Le 6 mai 2018 vers 13h, les installations photovoltaïques ont atteint un nouveau record de presque 32 GW /7/.
Contre-exemples. Le 11 janvier 2018, l´ensemble des énergies renouvelables n´a fourni que 223 GWh , soit 15% de la production nette totale dont 2,4% pour la contribution éolienne et 1,4% pour le solaire. Le 27 mars 2018 entre 5h et 6h, les énergies renouvelables ont produit environ 12% de la production nette totale /4/. La contribution éolienne était inferieure à 2%, celle du solaire 0%.
Les centrales conventionnelles ont, comme dans chaque situation de faible production d´énergies fatales, dû assurer l´approvisionnement en électricité.
Avec 6 mois de retard, le gouvernement allemand a publié le 27 juin 2018 /1/ le sixième rapport de suivi « transition énergétique ». Ce rapport analyse les objectifs quantitatifs de la transition énergétique en 2016 /2/.
Les messages clés du sixième rapport de suivi sont /1/:
Avec 31,6%, les énergies renouvelables constituent en Allemagne en 2016 la principale source d’électricité. Un kWh sur trois est produit par des énergies renouvelables. L´objectif 2020 d´une part des énergies renouvelables dans la consommation d’électricité d´au moins 35% sera très vraisemblablement dépassé
l´objectif 2020 d´une part des énergies renouvelables de 18% dans la consommation brute d´énergie finale sera vraisemblablement atteint compte tenu des parts importantes déjà réalisées dans la consommation d´électricité et de chaleur
Malgré un développement massif des énergies renouvelables intermittentes, l´Allemagne fait partie du groupe de tête en matière de sécurité d´approvisionnement. Le gouvernement allemand s´engage sur un développement rapide du réseau électrique et une meilleure synchronisation avec le rythme auquel se développent les énergies renouvelables.
La consommation d´énergie primaire augmente en 2016 de 1,5 % par rapport à 2015. L´augmentation est notamment due à la tendance positive de la conjoncture et une météo moins clémente. La tendance de hausse se poursuit en 2017. L´objectif d´une réduction de la consommation d´énergie primaire de 20% d´ici 2020 par rapport à 2008 nécessite encore des progrès considérables à cet égard. Du point de vue actuel, l’objectif ne serait pas atteint
le secteur des transports n´attiendra pratiquement aucun objectif. Au lieu de baisser, la consommation d´énergie finale a même augmenté de 4,2% dans ce secteur par rapport à 2005, une tendance qui se poursuivra d´ici 2020
Les émissions totales de gaz à effet de serre ont augmenté légèrement en 2016. Le gouvernement fait actuellement étudier des mesures pour réduire l´écart par rapport à l´objectif 2020. Mais l´objectif est d’ores et déjà hors de portée, l’éventail s’étend de – 30,3% à – 33,6% selon une étude commandée par le ministère fédéral de l´économie et de l´énergie /6/
Le tableau résume la situation en 2016 par rapport aux objectifs quantitatifs de la transition énergétique
*) Le contrat du gouvernement de grande coalition entre les chrétiens – démocrates (CDU/CSU) et les sociaux – démocrates (SPD), signé en mars 2018, vise une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité d´ici 2030
**) Objectif de l’Union Européenne (UE)
Une commission d’experts indépendants accompagne le processus de surveillance et émet ses observations sur les différents rapports de suivi sur une base scientifique. Elle publie entre autres un système de feux verts, jaunes et rouges (traffic lights) pour les différents objectifs de la transition énergétique. Le tableau montre les « traffic lights » pour le sixième rapport de suivi /3/.
Synthèse de l’évaluation de la commission d´experts pour chaque objectif de la transition énergétique à l´horizon 2020/2022
La fédération des entreprises de l’énergie (BDEW) pointe le doigt sur le secteur des transports /4/ dont les émissions de gaz à effet de serre stagnent. En revanche le secteur énergétique continue à baisser ses émissions CO2. Le contenu CO2 moyen de l’électricité s´élève en 2017 à environ 489 g CO2/kWh, contre 528 g CO2/kWh en 2015. Le secteur énergétique – responsable pour 38% des émissions totales – réduira ses émissions de presque 40% d´ici 2020 par rapport à 1990 et remplira son objectif.
Le BDEW critique aussi le retard pris dans le développement du réseau. Selon le plan actuel de développement du réseau de transport, la priorité était l´achèvement de 1435 km de lignes nouvelles ou de renforcement des lignes existantes fin 2017. A la fin du premier trimestre 2018, seuls 150 km étaient réalisés.
L´institut de l´économie allemande (iwd) dresse un bilan assez négatif de l´avancement de la transition énergétique /5/. L´institut a comparé les objectifs fixés en 2011 avec les valeurs actuellement obtenues en supposant un progrès linéaire. Le résultat est décevant. Seuls 30% du niveau cible ont été atteints en 2017 et l´avancement de la transition énergétique s´est ralenti significativement depuis 4 ans (voir figure 1). Le degré de réalisation dans l´ensemble était en 2014 encore un peu meilleur avec 48%.
Figure 1 : Degré de réalisation des objectifs de la transition énergétique selon /5/
On observe un dépassement des objectifs concernant le développement des énergies renouvelables dans le secteur électrique, et le rythme auquel se développent les énergies renouvelables dépasse le corridor envisagé par la transition énergétique.
En revanche la baisse des émissions de gaz à effet de serre, le développement du réseau de transport et la baisse de la consommation d´énergie avancent deux fois moins rapidement que prévu pour atteindre les objectifs à l´horizon 2020.
La situation est encore pire concernant la rentabilité économique et la compétitivité. Bien que le gouvernement ait créé un élément de concurrence importante par le biais d’appels d’offres pour fixer le montant du soutien des énergies renouvelables, on ne peut observer aucun progrès mesurable concernant les objectifs importants de la transition énergétique. Au contraire le retard par rapport aux objectifs annoncés a été accru ces dernières années.
En 2011, le gouvernement allemand avait fixé un seuil de 35 €/MWh pour le soutien des énergies renouvelables. En 2017 le montant s´élève à 69 €/MWh.
Concernant la compétitivité il était prévu que le désavantage de l´industrie allemande en raison du prix de l´électricité par rapport à la moyenne européenne n´augmenterait plus par rapport à 2010. Cet objectif est loin d’être atteint. Les coûts supplémentaires étaient de l´ordre de 12% en moyenne en 2010, 25% en 2014 et 30% en 2017.
Le réseau de transport d’électricité constitue la colonne vertébrale du système électrique. La pénétration rapide et massive des énergies renouvelables – principalement éolien et photovoltaïque – et le retard pris dans le développement du réseau ont entraîné une hausse des coûts pour stabiliser le réseau électrique outre-Rhin. Selon l’agence fédérale des réseaux, les coûts de stabilisation ont atteint un niveau record en 2017 et dépassé 1,4 milliards d’Euros.
Dans un rapport publié le 18 juin 2018 /1/, /2/ l’agence fédérale des réseaux (« Bundesnetzagentur ») annonce une forte hausse des coûts de stabilisation du réseau en 2017.
Cette hausse provient pour l’essentiel du retard pris dans le développement du réseau, lequel n’arrive pas à suivre le rythme auquel se développent les énergies renouvelables fatales.
Ce problème de congestion observé dans les zones où les actifs de production sont éloignés des zones de consommation (fermes éoliennes off-shore du nord de l’Allemagne pour des centres de consommation industrielle au sud) oblige les gestionnaires (GRT) à recourir régulièrement à un management accru du réseau.
Tandis que le Brandebourg produit un excédent annuel de plus de 33 000 GWh, le Palatinat (- 9399 GWh) , le Bade-Wurtemberg (- 10908 GWh) et la Hesse (- 21511 GWh) se retrouvent en queue de peloton (voir figure 1)
Figure 1 : Solde de production et de consommation d´électricité dans les Länder en 2015 selon iwd /6/
C’est d’abord la conduite des centrales conventionnelles qui est touchée par les interventions des GRT telles que :
Redispatching, consistant à modifier le plan de production et/ou de charge de manière à modifier les flux physiques sur le réseau de transport
Countertrading, qui est un échange réalisé entre deux GRT dans le sens inverse du flux contraignant
Si ces mesures ne suffisent plus à stabiliser le réseau, la loi sur l’énergie autorise l´écrêtement de la production d´énergies renouvelables intermittentes (éoliennes principalement).
Les coûts relatifs à la stabilisation du réseau ont atteint un nouveau record en 2017. Ils sont avec 1 448 M€ largement supérieurs aux coûts de l´année 2016 (893 M€) qui a connu des conditions météorologiques défavorables notamment pour l´éolien terrestre.
Deux effets ont joué. Au premier trimestre 2017 on a observé une augmentation des activités de redispatch conséquence d’une pointe de consommation historiquement haute lors d’une vague de froid en Europe combinée avec une production éolienne faible. Au quatrième trimestre une production record des énergies renouvelables et notamment une forte hausse de la production éolienne nécessitait l´écrêtement d´éolien parce le réseau saturait. Dans ce cas la loi allemande prévoit d’indemniser financièrement les producteurs d’énergies renouvelables.
La figure 2 montre l´évolution des coûts pour stabiliser le réseau électrique et la part de l’éolien et photovoltaïque à la production brute de l´électricité depuis 2011. On peut observer une certaine corrélation avec l´augmentation de la part de la production renouvelable fatale (éolien et photovoltaïque).
Les coûts sont composés de trois éléments : les coûts pour une capacité conventionnelle de réserve ( ~ 415 M€ en 2017), le redispatch et countertrading (~ 423 M€ en 2017) et l´indemnisation des producteurs d’énergies renouvelables qui pèse lourd dans la facture (~ 610 M€ en 2017).
Figure 2 : Evolution des coûts de stabilisation du réseau et de la part des énergies renouvelables fatales à la production brute d´électricité /1/, /3/
Le total de ces coûts -1448 M€- est répercuté au consommateur via le tarif d’utilisation du réseau.
La lente modernisation du réseau électrique
Le plan actuel de développement du réseau de transport /4/, /5/ estime que 7700 km sont prioritaires (lignes nouvelles ou renforcement des lignes existantes). L´épine dorsale est constituée par les tracés nord – sud en courant continu d´environ 2100 km de longueur et d´une capacité totale de 10 GW.
Or la construction des lignes est lente. Outre les contraintes administratives, l’installation de nouvelles lignes se heurte aux refus des riverains et aux associations de protection de la nature. Les autorités ont pris la décision de la mise en souterrain du réseau électrique pour une grande partie, sans parvenir à calmer toutes les résistances. A la fin du premier trimestre 2018 environ 12% (900 Km) des 7700 km ont été réalisés /5/.
Dans l’état actuel des choses, les lignes à courant continu ne seront pas opérationnelles avant 2025. La situation devrait donc s´améliorer après 2025 selon l´analyse des GRT.
L´ objectif 2020 de réduction de gaz à effet de serre (GES) est actuellement hors de portée selon le rapport 2017 /1/ des « Chiffres clés du climat » (Klimaschutzbericht 2017) adopté par le gouvernement allemand le 13 juin 2018
Seule une réduction de 32% au lieu de 40 % sera atteinte d´ici 2020 par rapport à 1990. Le secteur énergétique par contre réduira ses émissions de presque 40%.
Rappel de l´objectif 2020 en matière de climat
Selon les mesures phares de la transition énergétique, l’Allemagne prévoit de réduire ses émissions de GES de 40 % d’ici 2020 par rapport à 1990. Il s´agit d´un objectif national fixé en 2007. Cela correspond à une réduction des émissions d´environ 500 Mt CO2éq à 750 Mt CO2éq en 2020. Selon les données provisoires de l´agence fédérale de l´environnement (UBA), les émissions totales de gaz à effet de serre sont avec 905 Mt CO2éq en 2017 en léger recul par rapport à 2016 (909 Mt CO2éq) ce qui correspond à une réduction de 28% par rapport à 1990.
Selon le rapport 2017 une réduction de 32% serait atteinte d´ici 2020
Le gouvernement allemand a adopté le 13 juin 2018 le rapport 2017 des « Chiffres clés du climat » (Klimaschutzbericht 2017) /1/. Le rapport porte sur les objectifs 2020 de réduction des GES et donne des orientations pour la commission « Croissance, reconversion structurelle et emploi » créée récemment /2/ et qui doit proposer d’ici début décembre 2018 des mesures pour réduire l´écart par rapport à l´objectif 2020.
Selon le rapport 2017, l´Allemagne est à la traine concernant l´objectif 2020 de réduction des GES et manquerait son objectif de 8 points de pourcentage, donc – 32% au lieu de – 40% d´ici 2020 par rapport à 1990. Cela signifie un écart d´environ 100 Mt CO2éq pour atteindre l´objectif visé. Sans le programme d´action décidé par le gouvernement en 2014 l´écart par rapport à l´objectif 2020 serait encore plus grand (12 points de pourcentage).
Les raisons fournies par le gouvernement pour l´écart sont :
la surestimation de l´efficacité des mesures engagées pour réduire les émissions de GES, notamment dans le secteur du transport
le bon développement conjoncturel des dernières années, au-delà des pronostics
la forte croissance démographique inattendue
Les tendances actuelles du développement conjoncturel et du volume de trafic font craindre que l´écart dépasse même 8 points de pourcentage.
Les mesures complémentaire décidées en 2014 n´ont pas produit le résultat souhaité
Déjà en 2014, pour rectifier le tir, le gouvernement d’Angela Merkel avait adopté une série de mesures visant à atteindre l’objectif de réduction de 40 % des émissions de CO2éq d’ici à 2020 /3/. Le rapport 2017 « Chiffres clés du climat » montre maintenant que les mesures adoptées en 2014 n’économisent que 52 Mt CO2éq, deux tiers seulement de la réduction des émissions initialement envisagée. Cela concerne notamment les secteurs du transport et du bâtiment.
Le secteur énergétique réduira ses émissions de presque 40% d´ici 2020
Le rapport montre que le secteur énergétique – responsable pour 38% des émissions totales – réduira ses émissions de presque 40% par rapport à 1990 et remplit son objectif /4/. Cela concerne notamment les émissions CO2éq de la production d´électricité à base de lignite qui ont déjà baissé de 50% depuis 1990.
De plus, il est prévu d´arrêter en 2019 une capacité de 2,7 GW de centrales au lignite dans le but d´économiser 12,5 Mt CO2éq supplémentaires d´ici 2020.
Toutefois le rapport constate un retard considérable quant au secteur du transport. Les émissions du secteur du transport stagnent pratiquement et une réduction de seulement 3% à 4% est attendue d´ici 2020 par rapport à 1990. Des mesures comme la prime pour l’achat d’un véhicule électrique sont restées sans effet significatif jusqu´à maintenant. Avec environ 54 000 véhicules début 2018, l´Allemagne est loin de son objectif d´un million de véhicules électriques à l’horizon 2020.
Conformément au contrat de coalition, le gouvernement allemand a nommé le 6 juin 2018 une commission devant proposer des mesures pour atteindre les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre du plan de protection du climat (Klimaschutzplan 2050) dans le secteur énergétique (/1/, /2/, /3/). Pour ce secteur qui représente en 2016 environ 38% des émissions totales de l´Allemagne, le plan vise une réduction de 61% à 62% des émissions d´ici 2030 par rapport à 1990. Le secteur électrique fournit avec presque 90% la plus grande part des émissions du secteur énergétique.
Cette commission ouvre la possibilité d´apaiser le débat sociétal concernant la production d’électricité à base de charbon et de lignite et de donner en même temps la sécurité en termes de planification pour les énergéticiens, l´emploi et les régions en reconversion. A côté des propositions de mesures compensatoires d’aide à la restructuration des régions concernées et d´un calendrier de sortie progressive du charbon, la commission doit aussi évaluer les conséquences pour la sécurité d´approvisionnement et le prix de l´électricité /4/, /5/.
Objectifs de la commission
La commission aura pour mission d’élaborer une stratégie, un calendrier et une date de sortie du charbon et lignite pour que l’Allemagne respecte ses objectifs du plan de protection du climat sur la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Mais les membres de la commission devront se préoccuper au même titre de l’emploi dans les régions en reconversion. Plusieurs dizaines de milliers de jobs sont concernés, principalement en Rhénanie et en Lusace, en tenant compte des sous-traitants de l’industrie charbonnière.
De plus, la commission doit proposer des mesures pour réduire l´écart par rapport à l´objectif 2020 (- 40 % d’émissions par rapport à 1990), actuellement hors de portée.
Planning
La commission baptisée « Croissance, reconversion structurelle et emploi » a commencé son travail en juin. Le planning est très ambitieux.
La proposition des mesures compensatoires d’aide à la restructuration des régions concernées est prévue pour octobre. La proposition des mesures supplémentaires pour réduire l´écart par rapport à l´objectif national 2020 de réduction des émissions (- 40% par rapport à 1990) doit être présentée début décembre, juste avant la prochaine conférence internationale sur le climat (COP) en Pologne. Le rapport final est attendu fin 2018.
Composition de la commission
La commission est composée de 24 membres. Il s’agit d’acteurs politiques et économiques, de responsables syndicaux, de membres d’associations de défense de l’environnement et de représentants des régions concernées par la reconversion.
A cela s’ajoutent les 4 présidents de la commission et 3 députés du parlement fédéral. Le ministère fédéral de l´économie et de l´énergie est responsable de la commission du point de vue organisationnel.
Donc des profils divers pour trouver un équilibre entre les nécessités écologiques, économiques et les contraintes sociales sans oublier la sécurité d´approvisionnement.
Un chantier difficile
La tache est difficile, alors que l´Allemagne perd déjà presque 12% de sa production d´électricité d´ici fin 2022 avec la sortie du nucléaire. En 2017 la part des centrales à charbon et lignite dans la production d´électricité était supérieure à 36%.
L´Allemagne prévoit de quasiment doubler la part actuelle des énergies renouvelables d´ici 2030 à 65% et vise notamment sur l’éolien et le photovoltaïque. Mais ces énergies fatales ne sont pas en mesure d´assurer à elles seules la sécurité d´approvisionnement. En l´absence de solutions de stockage massif d´énergie, la variabilité des énergies renouvelables éolienne et solaire nécessite le maintien en backup des centrales conventionnelles. Il faudrait donc remplacer à terme les centrales à charbon et lignite par des centrales à gaz moins émettrices en CO2 bien que les conditions financières pour la construction de nouvelles centrales ne soient pas réunies actuellement /4/, /5/.
Le siège de l’Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) à Bonn
Le deuxième appel d’offres 2018 pour l’éolien terrestre a porté sur un volume de 670 MW /1/.
Comme pour le premier appel d´offres 2018 tous les projets devaient disposer d’une autorisation selon la loi fédérale allemande de protection contre les nuisances environnementales (Bundesimmissionsschutzgesetz), y compris les sociétés citoyennes /2/. La date limite de dépôt des offres était fixée au 2 mai 2018.
Pour la première fois, avec 604 MW, les offres soumises n´atteignent pas le volume mis en adjudication. Les offres retenues varient entre 4,65 ct/kWh et 6,28 ct/KWh, le montant moyen de l’adjudication (ct/kWh) s´élève à 5,73 ct/kWh, donc en hausse par rapport au montant moyen du premier appel d´offres de février (4,73 ct/kWh).
Les sociétés citoyennes ont obtenu 19% des adjudications. Selon la règle spécifique aux projets citoyens « pay-as-clear », elles obtiennent la valeur de référence la plus chère parmi les projets retenus, à savoir 6,28 ct/KWh, les autres offrants retenus ne recevant que la valeur de référence proposée dans l´appel d´offres (pay-as-bid).
Le scenario le plus contraignant pour la stabilité du réseau est une production éolienne élevée dans le nord d´Allemagne combinée avec une demande d´électricité accrue dans la soirée après le coucher du soleil.
En plus d´un management accru du réseau (redispatch), il faut le cas échéant activer des centrales thermiques à flamme de réserve jusqu´à 6,6 GW dans le sud de l´Allemagne.
La situation en hiver 2019 – 2020 serait semblable. Il n´est donc pas question d´une détente de la situation avant la mise en service de nouvelles lignes et notamment les tracés nord – sud en courant continu, prévue pour 2025.
L´agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) a publié le 30 avril 2018 son analyse concernant le besoin de capacité de réserve de centrales thermiques à flamme pour les hivers 2018-2019 et 2019-2020 /1/. Cette analyse s´appuie sur le rapport des gestionnaires de réseau /2/.
Centrale d´Irsching (Uniper) à Vohburg/Danube en Bavière (Centrale de réserve)
Situation de départ
La transition énergétique conduit à des changements profonds dans la structure et la distribution de la production d´électricité
sortie du nucléaire d´ici 2022
arrêt des capacités de production conventionnelles et absence de nouveaux projets par manque de rentabilité
augmentation des capacités d´éolien dans le nord et des capacités de photovoltaïque dans le sud de l´Allemagne
exigences accrues au réseau de transport compte tenu de l´augmentation de la distance entre les lieux de production et de consommation de l´électricité
retard du développement des réseaux de transport conduisant à court et moyen terme à une augmentation du risque pour la sécurité d´approvisionnement
Le scenario « pointe de consommation hivernale/ production élevée d´éolien » dimensionnant pour la sécurité du système électrique
Les gestionnaires de réseau ont étudié l’impact de différentes combinaisons d’aléas de production, d´acheminement et de consommation pour évaluer les risques pour le système électrique.
Le scenario « Dark – doldrums », c´est-à-dire des épisodes prolongés de production éolienne et solaire quasi nulle, combinée à une demande d´électricité accrue de fin d´automne ou en hiver serait maitrisé en tenant compte de la contribution des interconnexions européennes à la sécurité de l’approvisionnement.
Le scenario le plus critique pour la stabilité du réseau ne serait pas une fragilisation de l’approvisionnement en électricité, mais au contraire une production éolienne élevée dans le nord combinée avec une demande d´électricité accrue au sud de l´Allemagne dans la soirée après le coucher du soleil. La consommation de pointe est évaluée à 87,9 GW y compris les pertes dans les réseaux de distribution d´environ 2%. Ce scenario tient également compte d´une exportation élevée de l´ordre de 13 GW.
Ce scénario nécessite la capacité de réserve la plus élevée pour les raisons suivantes:
L´injection élevée d´une production éolienne sur le réseau du nord de l´Allemagne conduit à une baisse du prix de l´électricité au marché spot.
Un grand nombre de centrales à charbon et à gaz en Allemagne du Sud et des pays voisins du Sud arrêtent leur production en fonction de leurs coûts marginaux, et l´export de l’électricité augmente considérablement compte tenu du faible prix spot.
L´exportation élevée combinée avec une production conventionnelle réduite conduit à des flux nord – sud élevés et à la surcharge de certaines parties du réseau de transport.
Outre un management accru du réseau (redispatch) il faut dans cette situation activer des centrales conventionnelles de réserve dans le sud de l´Allemagne. Il s´agit des centrales thermiques à flamme d´une capacité totale de 6,6 GW considérées d´importance systémique, et pour lesquelles la demande d´arrêt des exploitants pour cause de rentabilité insuffisante n´a pas été accordée. Ces centrales de réserve ne sont pas autorisées à participer au marché de production mais seront uniquement employées à la demande des gestionnaires de réseaux pour le maintien de la stabilité du système électrique.
La situation de l’hiver 2019 – 2020 serait semblable. Il n´est donc pas question d´une détente de la situation avant la mise en service de nouvelles lignes et notamment les tracés nord – sud en courant continu d´environ 2100 km de longueur et d´une capacité totale de 10 GW. Dans l’état actuel des choses, les lignes à courant continu seront opérationnelles en 2025. La situation devrait donc s´améliorer après.
Les indemnisations à payer aux exploitants nucléaires s´accumulent pour l’Etat allemand. E.ON, RWE et EnBW ont déjà reçu un remboursement de 7 milliards d’Euros intérêts inclus. En juin 2017 la Cour Constitutionnelle allemande avait jugé que la taxation du combustible nucléaire était illégale/1/.
Selon le jugement de la Cour Constitutionnelle de fin 2016 quant à la validité de la Loi Atomique de 2011 /2/, les exploitants sont en droit d’exiger une indemnisation de l’Etat allemand pour la sortie accélérée du nucléaire. Le législateur a modifié par amendement la Loi Atomique dans ce sens /8/. La Commission Européenne doit donner son feu vert avant l´entrée en vigueur de la loi.
RWE et Vattenfall recevront une indemnisation financière estimée à moins d’un milliard d’Euros. Le montant exact ne sera connu qu´en 2023. E.ON dispose de la possibilité de consommer son quota d´électricité restant dans ses centrales nucléaires encore en service.
En cas de jugement favorable du tribunal d’arbitrage de la banque mondiale situé à Washington, Vattenfall pourrait espérer une indemnisation financière encore plus élevée. Le jugement est attendu courant 2018.
Centrale nucléaire de Biblis, arrêtée définitivement suite au 13e amendement de la loi Atomique de 2011
Historique
Suite à la décision du gouvernement de sortir du nucléaire d’ici 2022 sans compensation pour les exploitants nucléaires, RWE et E.ON et le suédois Vattenfall ont attaqué la validité du 13e amendement de la Loi Atomique de 2011. EnBW n’a pas fait de recours en justice.
La Cour Constitutionnelle allemande de Karlsruhe a rendu son jugement le 6 décembre 2016 /2/. Les juges ont estimé que les exploitants sont en droit d’exiger une indemnisation de l’Etat allemand pour :
les pertes d´exploitation par rapport aux quotas d’énergie accordés dans le cadre de la Loi Atomique de 2002. Celle-ci attribuait un quota (en térawattheure) à produire par réacteur. La loi de 2011 a rendu impossible la production de ces quotas.
les investissements engagés entre le 28 octobre 2010 et 16 mars 2011 suite à l´allongement de durée d´exploitation de 12 ans en moyenne fixé par la Loi Atomique de 2010.
Concrètement, les pertes d´exploitation par rapport aux quotas d’énergie accordés concernent RWE avec un reste d´environ 42 TWh pour la centrale nucléaire de Mülheim-Kärlich arrêtée en 1988 [1] et Vattenfall avec environ 46 TWh pour les centrales de Brunsbüttel et Krümmel arrêtées en 2011. Selon la Cour Constitutionnelle, les exploitants auraient pu compter sur l´utilisation de ces quotas accordés par la Loi Atomique de 2002. E.ON est dans un cas différent, disposant de la possibilité de consommer son quota dans ses centrales nucléaires encore en service.
Le 2e point de critique des juges concernait les investissements engagés par les énergéticiens entre la décision du 28 octobre 2010 du Parlement allemand de prolongation de fonctionnement des réacteurs et leur arrêt d’exploitation mi-mars 2011 suite à l´accident de Fukushima. Le législateur aurait dû dédommager les entreprises pour les investissements réalisés pendant ces 4 mois en vue d´une prolongation de fonctionnement de leurs réacteurs. Toutefois l´existence réelle de ces investissements devra être justifiée par les exploitants.
Mise en en œuvre de la modification de la Loi Atomique jusqu’à mi-2018
La Cour Constitutionnelle a donné plusieurs options au législateur pour indemniser les exploitants nucléaires:
Option 1: report des dates finales d´exploitation fixes définies dans la Loi Atomique de 2011 (arrêt des derniers réacteurs fin 2022) pour permettre aux exploitants l´utilisation des quotas (en térawattheure) restants.
Option 2 : obliger RWE et Vattenfall à vendre leurs quotas restants à E.ON ou EnBW pour que ces deux exploitants puissent faire fonctionner leurs réacteurs plus longtemps sans dépasser la date-butoir de fonctionnement selon la Loi Atomique 2011
Option 3 : accorder une indemnisation financière appropriée aux énergéticiens
Berlin a jusqu’à mi-2018 pour modifier la Loi Atomique dans le sens du jugement de la Cour Constitutionnelle.
La Loi Atomique prévoit l´indemnisation financière des exploitants
Selon le Ministère Fédéral de l´Environnement, l´ indemnisation financière serait la seule option viable pour garantir la sortie du nucléaire le plus rapidement possible /3/. Le ministère a établi un projet d´amendement à la Loi Atomique que le Gouvernement a entériné le 23 mai 2018 /5/. Le Parlement et le Bundesrat (Conseil fédéral allemand représentant les 16 Länder) ont donné leur accord /8/. La Commission Européenne doit donner son feu vert avant l´entrée en vigueur de la loi.
Selon le Ministère de l´Environnement, l´option 1 ne correspond pas à l´idée fondamentale de la Loi Atomique de 2011 de la sortie accélérée du nucléaire telle que décidée dans un consensus inter-partis par une grande majorité du parlement. Cette option contredisait en fait l’idée fondamentale.
L´option 2 ne serait pas viable non plus selon le Ministère de l´Environnement. La Loi Atomique actuelle permet déjà, sur une base volontaire, le report de quota d´une centrale vers une autre. La décision appartient aux exploitants et non à l´Etat. De plus un report de quota sans toucher aux dates-butoirs d´arrêt fixées par la loi ne serait pas suffisant pour consommer les quotas restants et il faudrait néanmoins prévoir une indemnisation financière. Un report obligatoire de quota octroyé aux exploitants serait une procédure juridique complexe avec le risque de retarder considérablement la mise en œuvre de la modification de la Loi Atomique.
Estimation du montant des indemnités financières
Le montant final ne sera fixé qu´en 2023 car les quotas non consommés ne seront connus qu´à ce moment-là, après l´arrêt définitif de tous les réacteurs nucléaires. Dans la mesure du possible, le législateur attend des exploitants de transférer à d´autres centrales les quotas non consommés avant fin 2022. En conséquence les estimations actuelles recèlent un degré considérable d’incertitude. L´indemnisation sera calculée à partir du prix de vente de l´électricité sur le marché entre 2011 et 2022 moins les coûts d´exploitation des centrales.
Selon les premières estimations du ministère, le montant des indemnités financières approcherait le milliard d´Euros pour RWE et Vattenfall, loin toutefois des 19 milliards d’Euros initialement estimés par les exploitants.
Plainte de Vattenfall contre l´Etat allemand
Outre la procédure juridique engagée en Allemagne, l’énergéticien suédois Vattenfall réclame 4,7 milliards d’Euros plus intérêts à l’Etat allemand pour l’arrêt de Krümmel et Brunsbüttel devant le CIRDI (Centre international pour le règlement des différends relatifs aux investissements), tribunal d’arbitrage de la banque mondiale situé à Washington. RWE et E.ON, producteurs allemands, ne peuvent utiliser ce recours.
L´Etat allemand a rejeté la plainte de Vattenfall comme étant non fondée /6/, notamment suite à l´arrêt de la Cour Européenne du 6 mars 2018 /7/ jugeant incompatible avec le droit de l´Union la saisie d´un tribunal arbitral en cas de litige entre pays de l´Union Européenne.
Le jugement du CIRDI est attendu courant 2018.
[1] Première mise en service en 1986, la centrale nucléaire de Mülheim-Kärlich fut arrêtée en septembre 1988. En 2000, dans le cadre de l´accord avec le gouvernement fédéral sur l´abandon progressif du nucléaire, RWE décide le démantèlement de la centrale de Mülheim-Kärlich. En contrepartie RWE obtient un quota d´électricité supplémentaire de 107,25 TWh restant à produire dans ses autres centrales nucléaires /4/.
/5/ Gesetzentwurf der Bundesregierung eines Sechzehnten Gesetzes zur Änderung des Atomgesetzes, https://www.bmu.de/gesetz/gesetzentwurf-der-bundesregierung-eines-sechzehnten-gesetzes-zur-aenderung-des-atomgesetzes/
/6/ Extrait Drucksache 19/1979 du 4 mai 2018, Deutscher Bundestag, 19.Wahlperiode, Réponse du secrétaire d’état parlementaire au Ministère Fédéral de l´Économie et de l´Énergie Thomas Bareiß du 27 avril 2018, Drucksache 19_1979 _ Vattenfall
*) Le contrat du gouvernement de grande coalition entre les chrétiens – démocrates (CDU/CSU) et les sociaux – démocrates (SPD), signé en mars 2018, vise une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité d´ici 2030 
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