Le tournant énergétique en Allemagne fait du surplace selon le dernier rapport de l´Union Economique Bavaroise

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Le tournant énergétique en Allemagne fait du surplace. L’approvisionnement en électricité est assuré pour les prochaines années, mais seulement de justesse dans le sud de l’Allemagne. Presque tous les indicateurs de progrès sont au rouge, la plupart des objectifs principaux à l´horizon 2020 ne seront pas atteints. C’est le résultat du 8e rapport annuel publié par l´ Union Economique Bavaroise sur l’évolution du tournant énergétique en Allemagne et en Bavière.

Pour la 8e fois consécutive, le bureau d´étude Prognos a établi pour le compte de l´ Union Economique Bavaroise (vbw – Vereinigung der Bayerischen Wirtschaft), un bilan d´étape sur le tournant énergétique en Allemagne et en Bavière /1/, /2/. Le bilan, publié début février 2020 sur la base des dernières données validées de l’année 2018, prend en compte quatre catégories pour l’évaluation des progrès réalisés : la sécurité d’approvisionnement, le prix abordable (coûts d´électricité), l’efficacité énergétique et les énergies renouvelables ainsi que l´impact environnemental.

Le résultat est plutôt décevant. Sur la base des données de 2018, la plupart des objectifs principaux à l´horizon 2020 ne seront pas atteints (voir figure).

Bilan TE vbw
Figure : Bilan d´étape du Tournant Energétique – Écarts par rapport aux objectifs pour 2020

Sécurité d´approvisionnement  

L’approvisionnement en électricité est actuellement assuré. Cependant, le développement du réseau est en retard par rapport au planning /3/. Les tracés nord – sud en courant continu ne seront pas disponibles avant 2025. Le retard pris dans le développement du réseau, lequel n’arrive pas à suivre le rythme auquel se développent les éoliennes et le photovoltaïque, a provoqué  une hausse importante des interventions des gestionnaires des réseaux allemands pour stabiliser le réseau et éviter des coupures de courant. Ces mesures coûteuses (environ 1,44 Mrds d´€ en 2018) pèsent sur le prix de l’électricité par le biais du tarif d´utilisation du réseau.

Le retard sur le développement du réseau de transport nord-sud pourrait, à partir de 2022 (arrêt du nucléaire), entraîner des goulets d’étranglement en matière d´approvisionnement en électricité en Allemagne du sud où réside une partie importante de l’industrie et donc de la consommation électrique.

Prix abordable (Coûts d‘électricité)

Le prix de l’électricité pour les ménages allemands continue d´être parmi les plus chers en Europe/4/. Son évolution depuis 2010 est nettement supérieure à l’indice des prix à la consommation.

Comme les prix évoluent différemment selon les catégories de consommation, une image différenciée se dégage pour le prix du kWh de l´industrie non privilégiée. Dans l’ensemble, cet indicateur fait cependant l’objet d’une évaluation critique. Il est donc impératif que la taxe sur l’électricité soit ramenée au minimum européen afin de maintenir la compétitivité des entreprises. De plus il faudrait des allègements supplémentaires dans le cadre de la sortie progressive des centrales à charbon/lignite.

L´industrie électro – intensive est protégée sous la forme d´un dégrèvement partiel du soutien aux énergies renouvelables et conserve un tarif compétitif ayant pour but de préserver sa compétitivité internationale.

Efficacité énergétique et énergies renouvelables

L´évolution de la consommation brute d´électricité (-10% d´ici 2020 par rapport à 2008) et de la consommation énergétique primaire (- 20% d´ici 2020 par rapport à 2008) est loin derrière les objectifs. Cela est aussi valable pour la productivité énergétique (ratio « PIB /consommation finale d´énergie »  en M€/tep). Selon le concept énergétique du gouvernement fédéral /5/, une augmentation annuelle de 2,1% a été prévue. En 2018, le niveau correspondant était inférieur de plus de 14 % à la trajectoire cible.

Seul le rythme de développement des énergies renouvelables dans le secteur électrique est élevé et a déjà dépassé l´objectif de 2020.

Impact environnemental

Bien que les émissions de gaz à effet de serre en Allemagne aient diminué de 4,5 % en 2018 par rapport à l’année précédente, les émissions ont été bien supérieures à la trajectoire cible et ce pour la neuvième année consécutive.

Dans l’ensemble, le développement en matière environnementale est négatif. Au cours des cinq dernières années, les émissions de gaz à effet de serre se sont de plus en plus éloignées de la trajectoire visée. Bien que la réduction des émissions dans l’industrie énergétique soit disproportionnément élevée par rapport à d’autres secteurs, elle est plus que compensée par de faibles réductions dans l’industrie, l’agriculture et les transports.

L´objectif national d´une réduction de 40% des gaz à effet de serre par rapport à 1990 est actuellement hors de portée.

Conclusion

Ces dernières années, les progrès du tournant énergétique ont été beaucoup plus lents que ne l’exigent les objectifs à l´horizon 2020. En particulier, le développement du réseau, absolument nécessaire pour garantir l’approvisionnement en électricité et la distribution économiquement rentable des énergies renouvelables, a été fortement retardé. Dans l’industrie, les secteurs du bâtiment et des transports, la mise en œuvre de l’efficacité énergétique et l’introduction de moyens de production de chaleur et de systèmes de propulsion alternative à faible ou à zéro émission progresse plus lentement que nécessaire pour atteindre les objectifs 2020.

Références

/1/ vbw (2020) Energie und Klima. 8. Monitoring der Energiewende. Vereinigung der Bayerischen Wirtschaft e.V. En ligne : https://www.vbw-bayern.de/Redaktion/Frei-zugaengliche-Medien/Abteilungen-GS/Wirtschaftspolitik/2020/Downloads/vbw_8._Monitoring_der_Energiewende_Januar_2020.pdf.

/2/ Prognos (2020) 8. Monitoring der Energiewende, https://www.prognos.com/presse/news/detailansicht/1898/b497e09364ad812178da45ba6bc364f2/

/3/ Allemagne-Energies (2020), Énergies renouvelables : de nombreux défis. En ligne : https://allemagne-energies.com/energies-renouvelables/

/4/ Allemagne-Energies (2020) Bilans énergétiques : Comparaison Allemagne et France. En ligne : https://allemagne-energies.com/bilans-energetiques.

/5/ Allemagne-Energies (2020),  Le tournant énergétique allemand. En ligne : https://allemagne-energies.com/tournant-energetique.

 

 

 

Bilan 2019 de l´éolien en Allemagne

Temps de lecture : 7 min

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Navire d’installation « Innovation », Source : Photo Rolf Otzipka, Siemens Gamesa et EnBW

Le bureau d´étude Deutsche WindGuard a publié récemment le bilan 2019 de l’éolien terrestre /1/ et de l’éolien en mer /2/ sur le territoire allemand. Le texte ci-dessous résume les points les plus importants.

Fin 2019, le parc éolien atteint en Allemagne une puissance de 61,4 GW raccordée au réseau, soit 53,9 GW d´éolien terrestre (29 456 éoliennes) et 7,5 GW d´éolien en mer (1469 éoliennes). La production brute totale s´élève à 128 TWh dont 103,7 TWh pour les éoliennes terrestres et 24,3 TWh pour les éoliennes en mer /3/.

Éolien terrestre

Au 31 décembre 2019, le parc éolien terrestre atteint en Allemagne une puissance raccordée de 53 912 MW, soit 29 456 éoliennes.

Au cours de l’année 2019, 325 installations éoliennes y compris le repowering de 50 installations représentant une puissance de 1078 MW ont été raccordées au réseau. En tenant compte du déclassement de 82 installations d’une puissance de 97 MW, le cumul net en 2019 s´élève à 243 installations éoliennes représentant au total 981 MW.

Il s´agit d´une des plus faibles augmentations annuelles de l’histoire du développement de l’énergie éolienne terrestre (voir figure 1). A titre de comparaison, entre 2009 et 2018 l’augmentation annuelle moyenne de la puissance a été de 3,1 GW.

Fig 1 Zubau 2019 Wind Land
Figure 1 Evolution de la puissance des éoliennes terrestres raccordées sur le territoire allemand selon /1/

Depuis 2018 on observe une baisse concernant les volumes offerts et attribués à l´éolien terrestre qui s´est intensifiée en 2019 /4 /. Malgré un volume des appels d’offres de 3 675 MW en 2019, seulement 50% soit 1846 MW ont reçu l´adjudication. Les volumes des appels d’offres non attribués en 2019 seront ajoutés au volume des appels d’offres dans les années suivantes. A moins que la situation ne s´améliore, l´objectif du gouvernement d´un doublement de la capacité de l´éolien terrestre à l´horizon 2030 pourrait être en danger.

Caractéristiques d’une éolienne terrestre en 2019

Des éoliennes terrestres d’une puissance moyenne de 3,3 MW ont été installées en Allemagne au cours de l’année 2019. Cela représente une augmentation de 3 % par rapport à l’année précédente. Le diamètre du rotor et la hauteur du moyeu ont également augmenté par rapport à l’année précédente. En moyenne, ces éoliennes ont un diamètre de rotor de 119 m, une hauteur du moyeu de 133 m et une hauteur totale de 193 m (voir figure 2). Le rapport entre la puissance nominale et la surface balayée par le rotor est avec 302 W/m² resté constant par rapport à 2018.

Fig 2 Anlagenkonfiguration
Figure 2 : Caractéristiques moyennes d’une éolienne terrestre en 2019

Répartition régionale des capacités de production éolienne

Dans le passé, le développement de l’énergie éolienne terrestre a eu lieu dans tous les Länder et régions d’Allemagne avec une intensité différente. Fin 2019, les régions côtières représentent environ 41 % de la puissance installée. Les régions du centre de l’Allemagne disposent des puissances installées les plus élevées, représentant environ 44% de la puissance totale raccordée en Allemagne. Les régions du sud de l´Allemagne disposent environ 15 % de la puissance totale raccordée.

Fig 3 Rapartition regions
Figure 3 : Répartition régionale de la puissance raccordée cumulée des éoliennes terrestres en 2019

Production en 2019

Selon les données préliminaires /3/, l’électricité produite par les éoliennes terrestres atteindra 104 TWh en 2019 (voir figure 4). Malgré le faible nombre des nouvelles installations en 2019, la production de l’année précédente a été dépassée de plus de 14 % (2018 : 91 TWh)

Le facteur de charge (nombre d’heures de fonctionnement par an) de l’éolien terrestre est estimé à 22% en 2019 sous l´hypothèse qu´une puissance moyenne de 53,4 GW était au réseau.

Fig 4 Production Wind Land 2019
Figure 4 Production mensuelle et cumulée des éoliennes terrestres en 2018 et 2019

Éolien en mer

Au 31 décembre 2019, le parc éolien en mer atteint une puissance raccordée de 7 516 MW, soit 1 469 éoliennes.

Au cours de l´année 2019, 160 éoliennes en mer d’une puissance totale de 1 111 MW ont été raccordées pour la première fois au réseau, dont environ les trois quarts au cours du second semestre.  En plus des installations déjà raccordées au réseau, 16 installations d’une puissance totale de 112 MW ont été achevées au cours de l’année mais pas encore raccordées au réseau en 2019. De plus 118 MW sont en construction.

Fig 5 Zubau offshore
Figure 5 : Evolution de la puissance des éoliennes en mer raccordées sur le territoire allemand selon /2/

Caractéristiques d’une éolienne en mer en 2019

La puissance nominale des éoliennes mises en service en 2019 varie de 6 MW à 8,4 MW, ce qui donne une puissance nominale moyenne de 6,9 MW. En moyenne, ces éoliennes ont un diamètre de rotor de 155 m et une hauteur de moyeu de 104 m. Par rapport à l’année précédente, l´éolienne moyenne de 2019 est donc inférieure d’environ 2% en termes de puissance, de diamètre du rotor et de hauteur du moyeu. Le rapport entre la puissance nominale et la surface balayée par le rotor s´élève en moyenne à 367 W/m² en 2019.

Toutes les fondations installées en 2019 sont des fondations dites à « monopieu ». Ces fondations restent donc le type dominant dans des zones où les fonds marins ne dépassent pas plus de 50 m de profondeur et constituent la base d’environ trois quarts de toutes les éoliennes en mer érigées sur le territoire allemand. En 2018 des fondations de type jacket à caisson de succion (suction bucket jackets) ont également été posées, par exemple sur le fond marin du parc éolien de Borkum Riffgrund 2. La structure de ce type de fondation s’intègre fermement au fond marin par succion, le besoin de recourir au battage est ainsi éliminé et le bruit lors de l’installation réduit /5/.

Les éoliennes entrées en service en 2019 sont situées à une profondeur moyenne de 36 m et se trouvent en moyenne à 88 km de la côte. Cela signifie qu’elles sont environ 1,8 fois plus éloignées de la côte que les éoliennes réalisées l’année précédente et qu’elles sont également situées dans des eaux qui sont un tiers plus profondes. 

Répartition des éoliennes en Mer du Nord et Mer Baltique

Fin 2019 la Mer du Nord dispose avec 6440 MW (1237 éoliennes) des puissances installées les plus élevées, représentant environ 86 % de la puissance totale raccordée en Allemagne. Le chiffre ne tient pas compte des 16 éoliennes (112 MW) qui sont achevées mais n´ont pas été raccordées au réseau en 2019 et des 118 MW en construction. La Mer Baltique dispose fin 2019 d´une puissance totale raccordée au réseau de 1076 MW (232 éoliennes).

Les projets d´éoliennes qui devraient être réalisés sur le territoire allemand de la Mer du Nord et de la Mer Baltique d’ici fin 2025 ont été déjà déterminés par des appels d’offres en 2017 et 2018. Un total de 3100 MW a reçu l´adjudication dont 733 MW sont attribués à la Mer Baltique et 2367 MW à la Mer du Nord.

Fig 6 Verteilung Nordse Ostsee
Figure 6 : Répartition des éoliennes en Mer du Nord et Mer Baltique

Production en 2019

Selon les données préliminaires /3/, l’électricité produite par les éoliennes en mer atteindra 24,3 TWh en 2019 (voir figure 7). Cela correspond à une augmentation d’environ 25% par rapport à l’année précédente (2018 :19,5 TWh).

En tenant compte du fait que trois quarts des nouvelles installations ont été  raccordés au réseau au cours du second semestre 2019, le facteur de charge (nombre d’heures de fonctionnement par an) de l’éolien en mer est estimé à plus de 40 % en 2019 sous l´hypothèse qu´une puissance moyenne de 6,9 GW était au réseau.

Fig 7 Production offshore 2019
Figure 7 Production mensuelle et cumulée des éoliennes en mer en 2018 et 2019

Références

/1/ Deutsche WindGuard (2020), Status des Windenergieausbaus an Land in Deutschland, Jahr 2019, En ligne : https://www.windguard.de/jahr-2019.html

/2/ Deutsche WindGuard (2020), Status des Offshore Windenergieausbaus in Deutschland, Jahr 2019, En ligne : https://www.windguard.de/jahr-2019.html

/3/ BDEW (2019) Stromerzeugung und – verbrauch in Deutschland, En ligne : https://www.bdew.de/media/documents/20191212-BRD_Stromerzeugung1991-2019.pdf

/4/ Allemagne-Energies (2020), Retour d´expérience des appels d´offres de 2017 à 2019 selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017), En ligne : https://allemagne-energies.com/2020/01/11/retour-dexperience-des-appels-doffres-de-2017-a-2019-selon-la-loi-sur-les-energies-renouvelables-de-2017-eeg-2017/

/5/ GeoSea (2018), Communiqué de presse du 2.8.2018, Le navire d’installation « Innovation » de GeoSea termine avec succès l’installation de 20 « suction bucket jackets »  à Borkum Riffgrund 2, En ligne : https://www.cfe.be/sites/default/files/cp_20180802.pdf

La sortie du charbon coûtera 50 Mrds d´Euros – le Conseil des ministres allemand approuve le projet de loi (Kohleausstiegsgesetz) le 29 janvier 2020

(Texte mis à jour le 28.09.2020)

Temps de lecture : 15 min

Suite aux recommandations de la « Commission Charbon » de janvier 2019 /1/, le Conseil des ministres a adopté le 29 janvier 2020 le projet de loi de sortie progressive des centrales à houille et à lignite et la modification d´autres lois associées /2/, /3/.

L’Allemagne vise un abandon de ces centrales au plus tard en 2038 avec deux étapes intermédiaires : réduction d´ici fin 2022 de la puissance nette des centrales au réseau à 30 GW (15 GW de lignite et 15 GW de houille) et à 17 GW au 1er avril 2030 (9 GW de lignite et 8 GW de houille).

Pour les centrales à lignite figurant au calendrier de fermeture annexé à la loi (voir plus loin), les exploitants reçoivent une indemnité fixe de 4,35 milliards d’Euros pour les centrales mises hors service avant 2030.

Pour les centrales à houille et les centrales à lignite inférieures à 150 MW ne figurant pas dans le calendrier de fermeture cité ci-dessus, la loi prévoit que la réduction de capacité sera mise en œuvre à l’aide d’enchères. Au total, huit appels d’offres sont prévus par l´Agence fédérale des réseaux pour des dates-objectifs de 2020 à 2027. Il n´existe donc pas un calendrier de fermeture précis mais on vise une réduction linéaire de la puissance installée des centrales à houille entre 2022 (max 15 GW), 2030 (max. 8 GW) et 2038 (0 GW).

Le montant maximal de l´indemnité par MW est plafonné et dégressif pour inciter la soumission précoce des offres. Les centrales à charbon restantes après le dernier appel d’offres feront l’objet d’une fermeture par l´ordonnance sans compensation.

Les quotas d’émission disponibles suite à la sortie de la production à base de houille/lignite seront retirés du marché pour empêcher l´achat des quotas libérés par d´autres entités.

Selon le gouvernement allemand, les centrales de cogénération au gaz, moins émettrices en CO2, constitueront un élément important dans le secteur de l’électricité et de la chaleur (chauffage urbain et industriel). Pour cette raison, la loi sur la sortie du charbon prévoit une modernisation du soutien accordé à la cogénération de chaleur et d’électricité afin que leur contribution à la transition énergétique soit assurée et renforcée /17/.

Pour les régions touchées par la fermeture des centrales et mines de lignite, le gouvernement  prévoit l’instauration d’un fonds d’indemnités pour les employés âgés d’au moins 58 ans qui perdent leur emploi. Les coûts de ce fond sont estimés à environ 5 milliards d´Euros.

Le Conseil des ministres avait déjà adopté fin août 2019 le projet de loi concernant les aides fédérales de 40 milliards d’Euros jusqu’en 2038 pour le soutien structurel des régions lignitifères /4/.

A quatre reprises  (2022 – 2026 – 2029 et 2032), le gouvernement fédéral examinera les effets de la fermeture des centrales à houille/lignite sur la sécurité d’approvisionnement et les prix de l’électricité. En 2026, 2029 et 2032, il sera également examiné si l´échéance pour la sortie finale pourrait être avancée de trois ans à fin 2035.

L’Agence fédérale des réseaux sera chargée de surveiller en continu à partir de 2021 que la sécurité de l’approvisionnement soit garantie.

Le Parlement (Bundestag) et le Conseil fédéral (Bundesrat) ont voté la loi le 3 juillet 2020 /14/. Cette loi ainsi que la loi de soutien structurel des régions lignitifères est entrée en vigueur le 14 août 2020 /15/, /16/, /17/.

Mise en œuvre de la sortie progressive du charbon/lignite

Conformément aux préconisations de la commission charbon de janvier 2019, la loi prévoit une sortie progressive des centrales à houille et à lignite d´ici 2038, avec deux étapes intermédiaires : réduction d´ici fin 2022 de la puissance nette des centrales au réseau à 30 GW (15 GW de lignite et 15 GW de houille), à 17 GW au 1er avril 2030 (9 GW de lignite et 8 GW de houille) et à zéro GW au plus tard à la fin 2038 (voir figure 1). La puissance diminue de façon linéaire chaque année entre 2022 et 2030 et entre 2030 et 2038.

Fig 1 Abschaltungszeitplan 10082020
Figure 1 Sortie progressive des centrales à houille et à lignite

Cela correspond au déclassement de 13,5 GW d´ici fin 2022 par rapport à 2019. Il faut toutefois noter que seulement 37,8 GW (y compris Datteln 4) opèrent actuellement activement sur le marché de l’électricité /5/. Environ 5 GW constituent une réserve, utilisée exceptionnellement, et 1,7 GW (houille) sont provisoirement fermés. Donc la baisse de puissance nette du couple houille/lignite sur le marché de l’électricité serait en réalité de l´ordre de 8 GW d´ici fin 2022.

Centrales à lignite

La base du calendrier de fermeture des centrales à lignite est un accord politique trouvé le 14 janvier 2020 avec les Länder les plus concernés (Brandebourg, Saxe, Saxe Anhalt et Rhénanie du Nord – Westphalie) et les principaux acteurs du secteur /6/.

Pour les centrales à lignite figurant au calendrier détaillé annexé à la loi (voir figure 2), les exploitants reçoivent une indemnité fixe de 4,35 milliards d’Euros pour les centrales mises hors service avant 2030.

Fig 2 Tabelle Stillegungspfad BK_1
Figure 2 : calendrier de fermeture des centrales à lignite

Plus précisément, le calendrier prévoit dans un premier temps exclusivement l´arrêt des centrales à lignite de RWE en Rhénanie du Nord – Westphalie. La tranche Niederaußem D (~ 300 MWe) à proximité de la mine de lignite de Garzweiler sera arrêtée fin 2020 suivie de l´arrêt d´une puissance d´environ 2500 MW à l´horizon de fin 2022. Les premières tranches en Allemagne de l’Est seront fermées définitivement fin 2028.

Centrales à houille

Pour les centrales à houille et les centrales à lignite inférieures à 150 MW ne figurant pas dans le calendrier de fermeture cité ci-dessus, la loi prévoit que la réduction de capacité sera mise en œuvre à l’aide d’enchères. Au total, huit appels d’offres sont prévus par l´Agence fédérale des réseaux (BNetzA) pour des dates-objectifs de 2020 à 2027. A partir de 2022, les procédures d´appel d´offres seront organisées entre 20 et 34 mois avant la date cible.

Les premier et deuxième appels d’offres se déroulant selon une procédure dite abrégée, c’est-à-dire que le volume est fixé par avance par la loi, soit 4 GW de puissance nominale pour 2020 et 1,5 GW pour 2021. À partir du troisième appel d’offres, la puissance nominale nette à réduire annuellement (volume de l’appel d’offres) est calculée à partir de la différence entre la puissance nette activement au réseau et la puissance cible définie pour chaque année. En l´absence d´un calendrier de fermeture précis, le but est une réduction linéaire de la puissance installée des centrales à houille entre 2022 (max 15 GW), 2030 (max. 8 GW) et 2038 (0 GW).

En contrepartie du déclassement, les exploitants recevront une compensation, laquelle sera dégressive. Pour l’appel d’offres de 2020, le montant de soumission maximum est fixé à 165 T€ par MW puissance nette et à 155 T€/MW en 2021 et 2022. Lors du dernier appel d´offres pour la date-objectif de 2027, le montant maximum tombera à 89 T€/MW. Avec un montant de compensation dégressif le gouvernement veut ainsi augmenter la pression sur les exploitants pour participer aux premiers tours.

L´adjudication tient compte des émissions de CO2 de la centrale dans le but de déclasser dans un premier temps les centrales les plus polluantes. En cas de sursouscription, les exploitants qui ont soumis le montant de soumission le plus bas par tonne de réduction de CO2 se verront généralement attribuer le contrat en premier.

À cette fin, on détermine un indice qui est calculé en divisant le montant de soumission offert par l´exploitant par les émissions historiques annuelles de CO2 de la centrale à houille.

Les offres sont classées de manière à ce que l´indice le plus bas soit placé en première position et l’indice le plus élevé en dernière position. Les offres sont attribuées dans l’ordre de ce classement jusqu’à ce que le volume offert pour le déclassement soit atteint.

Tout exploitant d’une centrale qui a obtenu une adjudication a droit au paiement de la compensation à compter de la date d’entrée en vigueur de l’interdiction de brûler de la houille/lignite dans sa centrale.

Afin de garantir la sécurité du réseau, les gestionnaires de réseau de transport examinent quelles centrales ayant reçu une adjudication présentent une importance systémique. Si nécessaire, la centrale sera mise en réserve stratégique. Les centrales en réserve stratégique sont pénalisées d´un « facteur de réseau » lors des appels d’offres.

Les centrales à houille dans le Sud de l´Allemagne (au sud du Main) sont exclues de la participation au premier appel d’offres. Compte tenu du retard sur le développement du réseau de transport, l´arrêt des centrales à houille dans cette région présenterait un risque pour la sécurité du réseau du Sud de l´Allemagne, où réside une partie importante de l’industrie et donc de la consommation électrique.

Jusqu’en 2023, la participation aux appels d’offres est volontaire. Si le volume offert n´est pas atteint en raison de l´insuffisance des candidatures, des centrales à houille seront fermées par ordonnance à partir de 2024 avec la compensation en vigueur dans le but d´assurer la réduction de puissance selon l´objectif défini.

Les centrales à charbon restantes après le dernier appel d’offres feront l’objet d’une fermeture par ordonnance sans compensation. Ces arrêts réglementaires sont prévus à partir de 2031 en fonction de l’âge : les centrales largement modernisées seront arrêtées plus tardivement ; les petites centrales jusqu’à 150 MW (souvent des centrales en autoconsommation dans l’industrie) seront arrêtées au plus tôt en 2030.

Le règlement n’exclut pas que l’exploitant d´une centrale à houille utilise à l’avenir l’installation ou des parties de l’installation pour produire de l’électricité à partir d’autres sources d’énergie telles que la biomasse ou le gaz.

Malgré la gageure en termes de communication, la centrale à houille Datteln 4 (1100 MWe) au nord de Dortmund en Rhénanie du Nord-Westphalie a été mise en service /7/.

La  « Commission charbon » avait préconisé qu’une solution soit trouvée avec les exploitants afin que les centrales à houille en construction et n´étant pas encore en service ne puissent plus être raccordées au réseau.

Étant donné que l’autorisation de mise en service de Datteln 4 était déjà accordée en 2017 une décision contraire n’aurait été possible que moyennant le paiement d’énormes indemnités par l´État. Environ 1,5 milliards d’Euros ont été déjà investis par Uniper dans cette centrale.

Selon le ministère fédéral de l’économie et de l´énergie il semble donc plus logique de mettre d’abord hors service des centrales à houille plus anciennes et plus polluantes au lieu de la centrale de Datteln 4, une de centrales à houille les plus modernes et les plus efficaces en Europe.  Aucune émission supplémentaire de CO2 ne serait à prévoir selon le ministère fédéral. Pour compenser les émissions de Datteln 4, le volume offert lors des appels d’offres pour des dates-objectifs de 2023, 2024 et 2025 est augmenté d´un GW par rapport au volume initialement prévu de déclassement de centrales à houille.

Financement de la sortie des centrales à houille/lignite

La sortie du charbon coûtera environ 50 milliards d´Euros mais la facture pourrait encore gonfler.

Aides fédérales des régions touchées par la fermeture des centrales et mines de lignite

Selon /8/ l´emploi direct et indirect dans le secteur du lignite s’élève à 56 000 personnes dans toute l’Allemagne, dont près de 32 000 travaillent dans les régions lignifères.

Selon /8 / l´emploi direct et indirect dans le secteur du lignite s’élève à 56 000 personnes dans toute l’Allemagne, dont près de 32 000 travaillent dans les régions lignitifères.

Adopté par le Conseil des ministres fin août 2019/ 4 , le projet de loi sur les aides fédérales vise un soutien structurel (Strukturstärkungsgesetz) de 40 milliards d’Euros jusqu’en 2038 aux régions lignitifères de la Rhénanie du Nord -Westphalie, du Brandebourg, de la Saxe et de la Saxe-Anhalt en vue de la fermeture de leurs centrales et mines au lignite. La loi est entrée en vigueur le 14 août 2020 /16/.

Le soutien se répartit entre 14 milliards d’Euros d’investissements directs par des régions et 26 milliards d’Euros complémentaires afin de renforcer les économies locales par d’autres mesures, par exemple en développant des programmes de recherche et de financement, en élargissant les projets d’infrastructures de transport ou en implantant des institutions fédérales.

Les régions où les centrales à houille représentent un intérêt économique considérable et qui sont structurellement faibles recevront une aide structurelle pouvant atteindre un milliard d’Euros. Les anciens bassins charbonniers de Helmstedt et d’Altenburger Land recevront chacun jusqu’à 90 millions d’Euros.

Instauration d’un fond d’indemnités par l´État pour les employés du secteur

Les employés âgés d’au moins 58 ans perdant leur emploi dans une centrale ou une mine à ciel ouvert à la suite de la fermeture peuvent recevoir une indemnité d’adaptation. Elle est versée à titre d’allocation de transition pendant cinq ans au maximum jusqu’à la retraite. Sous l´hypothèse d´une utilisation maximale, le coût ainsi que les prestations de retraite complémentaire pourraient s’élever jusqu’à 5 milliards d’Euros sur la période de 2020 à 2048.

Indemnités aux exploitants de centrales à houille/lignite

Pour la fermeture définitive avant 2030 des centrales au lignite de la figure 2, et après la conclusion d’un contrat de droit public ou la prise d’un décret, les exploitants percevraient une indemnité de 4,35 milliards d’Euros. Pour les centrales du bassin rhénan, une indemnité de 2,6 milliards d´Euros serait attribuée à RWE, exploitant de ces centrales. Une indemnité de 1,75 milliard d’Euros reviendrait aux centrales à lignite de Lusace (Allemagne de l’est). Ces centrales sont opérées par LEAG (Lausitz Energie AG) avec siège à Prague.

Les indemnités seraient payées sur 15 ans, à montant constant à compter de la date de la mise hors service ou fermeture définitive de la première tranche de l´exploitant.

Comme déjà mentionné plus haut les centrales à lignite inférieures à 150 MW ne figurant pas dans la liste (figure 2) sont exclues de l´indemnité de fermeture.

Les exploitants des petites centrales de lignite ont une possibilité de recevoir une compensation pour la fermeture définitive de leurs installations s’ils participent aux enchères organisées pour les centrales à houille.

Divers allègements financiers

La loi veut garantir que les prix de l’électricité restent abordables, même dans le contexte de l’abandon progressif de la production d’électricité à partir de houille et lignite. C’est pourquoi l´approvisionnement en électricité à un prix raisonnable est régulièrement contrôlé au moyen d’indicateurs.

Le cas échéant, des mesures appropriées seront prises et, si nécessaire, les appels d’offres pour la mise hors service des centrales à houille seront suspendus.

Une subvention des consommateurs au tarif d´utilisation du réseau serait possible à partir de 2023.

Les entreprises électro-intensives qui sont dans une situation de concurrence internationale peuvent recevoir une subvention annuelle appropriée à partir de 2023 pour les soulager de l’accroissement des coûts.

De plus le gouvernement avait déjà promis dans le cadre du programme de protection du climat 2030 / 9/ une baisse de la taxe de soutien aux énergies renouvelables (EEG-Umlage) payée par les consommateurs. Le principe : si les recettes provenant du prix carbone augmentent, le prix de l’électricité sera davantage réduit.

Impact sur le climat

Pour que la mesure de sortie prématurée de la production à base de houille/lignite en Allemagne ait également un effet positif sur l’Europe, la loi contient une disposition qui permet de retirer les quotas d’émission « libérés » du marché.  En effet, pour obtenir une réduction des émissions de CO2 en Europe il faudrait empêcher l´achat des quotas libérés par d´autres entités. La décision sur la suppression des certificats sera prise dès que possible après l´arrêt définitif de chaque centrale.

Quid de la sécurité d´approvisionnement ?

Deux piliers de la production d’électricité conventionnelle seront supprimés dans les années à venir avec l’abandon progressif de la production d’électricité à base de houille/lignite et du nucléaire.

D´ici fin 2022, la sortie du nucléaire et le plafonnement prévu à 30 GW de la capacité des centrales à houille et lignite feront perdre à l´Allemagne environ 15 GW de moyens pilotables par rapport à début 2020. A l´horizon 2038, donc en moins de 20 ans, plus de la moitié (environ 45 GW) de la capacité conventionnelle actuellement sur le marché de l’électricité sera arrêtée.

Au cours de cette transformation, des défis majeurs se manifesteront pour le maintien de la sécurité d’approvisionnement en Allemagne et en Europe. La question est de savoir si l’Allemagne doit être en mesure de satisfaire ses besoins d´électricité dans toutes les situations qui se présentent et dans quelle mesure les importations en provenance de l’étranger peuvent être considérées comme sûres dans des situations critiques (par exemple, un épisode prolongé de production éolienne et solaire quasi nulle, combinée à une demande d´électricité accrue de fin d´automne ou en hiver).

L’Agence fédérale des réseaux sera chargée de surveiller en continu à partir de 2021 que la sécurité de l’approvisionnement soit garantie.

Si lors des 4 examens prévus par le gouvernement la réduction des capacités démontrait une incidence sur la sécurité d’approvisionnement, des mesures appropriées seraient immédiatement prises.

Une mesure pourrait, par exemple, être l’accroissement de la capacité de « réserve de sécurité » ou de « réserve de soutien du réseau » qui pourrait être mobilisée en cas de besoin. Cela serait vraisemblablement nécessaire pour que les gestionnaires de réseau disposent d´une capacité suffisante de centrales capables de démarrer en autonome (black start) dans le but de reconstituer le réseau après un effondrement total (black-out).

En outre, avant chaque appel d´offres, un contrôle sera effectué pour déterminer si le volume d´appel d’offres destiné à la fermeture est compatible avec la sécurité d’approvisionnement.

En dernier recours, la fermeture de centrales à houille pourrait être suspendue et partiellement ou totalement reportée.

Environ trois quarts des centrales à houille produisent non seulement de l´électricité mais aussi de l´énergie pour le chauffage urbain des zones résidentielles avoisinantes. C´est pourquoi la loi sur la cogénération sera modifiée parallèlement à la loi de sortie du charbon afin que sa contribution soit assurée et renforcée dans le secteur de l’électricité et de la chaleur.  L’objectif de cette modification est d’augmenter la part des énergies renouvelables dans le mix et de convertir les centrales de cogénération à charbon vers d’autres sources d’énergie.

La fédération allemande du secteur de l’énergie et de l’eau (BDEW) attire l´attention sur le fait qu´il faudrait construire environ 17 GW de centrales à cogénération au gaz d´ici 2030 pour garantir la sécurité d´approvisionnement dans le secteur de l’électricité et de la chaleur /10/.

Dans le projet révisé du plan de développement des réseaux de transport à l´horizon de 2030,  /11/, les gestionnaires des réseaux de transport (GRT) partent de l’hypothèse que la consommation d’électricité pourrait augmenter d’environ 100 TWh par rapport à 2019 et que la puissance de pointe pourrait passer de 82 actuellement à environ 100 GW en raison de nouveaux consommateurs tels que les véhicules électriques, les pompes à chaleur ou des installations « power-to-gas ».

Les GRT ont également identifié, suite à l´arrêt prévu des grandes unités de centrales conventionnelles, une demande de puissance réactive de 38 à 74 GVar d’ici 2030 /12/. Selon les  GRT il faudrait couvrir cette demande en construisant de nouveaux équipements tels que des condensateurs,  des FACTS et des compensateurs synchrones.

Selon le dernier rapport de 2019 du ministère de l´économie et de l´énergie  /13/, la sécurité d´approvisionnement ne serait pas en péril à l´horizon 2030.  L´Allemagne continuerait de bénéficier d’un très haut niveau de sécurité d’approvisionnement au niveau international. L´expertise tient compte de divers scénarios, tels que les différentes conditions météorologiques ou les effets des arrêts imprévus de centrales électriques, y compris la sortie progressive des centrales à charbon/lignite.

Malgré une réduction significative des moyens pilotables conventionnels (environ 80 à 90 GW) dans les pays voisins, le marché européen de l’électricité continuerait à garantir jusqu´à 2030 un degré élevé de sécurité d’approvisionnement et les consommateurs allemands seraient approvisionnés de manière fiable à tout moment.

Références

/1/ Allemagne-Energies (2019) : Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038, En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/01/27/allemagne-une-sortie-du-charbon-preconisee-dici-2038/

 /2/ BMWi (2020), Kabinett beschließt Kohleausstiegsgesetz, communiqué de presse du 29.1.2020, En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2020/20200129-kabinett-beschliesst-kohleausstiegsgesetz.html

/3/ BMWi (2020) Kohleausstieg und Strukturwandel, En ligne :https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Artikel/Wirtschaft/kohleausstieg-und-strukturwandel.html

/4/ Allemagne-Energies (2019) : Le Conseil des ministres allemand approuve le projet de loi sur les aides fédérales pour accompagner la sortie du charbon, En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/09/01/le-conseil-des-ministres-allemand-approuve-le-projet-de-loi-sur-les-aides-federales-pour-accompagner-la-sortie-du-charbon/

/5/ BNetzA (2019) : Kraftwerksliste, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html

/6/ BMWi (2020) communiqué de presse du 16. 01. 2020 , Bund-/Länder-Einigung zum Kohleausstieg, En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/B/bund-laender-einigung-zum-kohleausstieg.pdf?__blob=publicationFile&v=8

/7/ Allemagne-Energies (2019) La mise en service éventuelle d´une nouvelle centrale à charbon en Rhénanie-Westphalie est une pierre d’achoppement, En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/11/08/la-mise-en-service-eventuelle-dune-nouvelle-centrale-a-charbon-en-rhenanie-westphalie-est-une-pierre-dachoppement/

 /8/ RWI (2018) : Leibniz-Institut für Wirtschaftsforschung, Strukturdaten für die Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“, Projektbericht für das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi), Projektnummer 21/18, En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Studien/strukturdaten-der-kommission-wachstum-strukturwandel-und-beschaeftigung.pdf?__blob=publicationFile&v=4

/9/ Allemagne-Energies (2019) : Le parlement allemand adopte le programme de protection du climat 2030, En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/12/29/le-parlement-allemand-adopte-le-programme-de-protection-du-climat-2030

 /10/ BDEW (2020), communiqué de presse du 04.02.2020 : BDEW zum heute stattfindenden Spitzengespräch Steinkohle. Heute findet im Bundeswirtschaftsministerium auf Anregung des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) ein Spitzengespräch zu den Regelungen für Steinkohlekraftwerke im Rahmen des Kohleausstiegsgesetzes statt, En ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/bdew-zum-heute-stattfindenden-spitzengespraech-steinkohle/

/11/ BnetzA (2020), communiqué de presse du 17. 01. 2020, Bundesnetzagentur beteiligt Öffentlichkeit am Szenariorahmen Strom 2021-2035, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2020/20200117_Szenariorahmen.pdf?__blob=publicationFile&v=2

/12/ Netzentwicklungsplan Strom (2019), Bewertung der Systemstabilität, Begleitdokument zum Netzentwicklungsplan Strom 2030,Version 2019, zweiter Entwurf, En ligne : https://www.netzentwicklungsplan.de/sites/default/files/paragraphs-files/NEP_2030_V2019_2Entwurf_Systemstabilitaet_1.pdf

/13/ BMWi (2019) : Definition and monitoring of security of supply on the European electricity markets, Project No. 047/16, En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/EN/Publikationen/Studien/definition-and-monitoring-of-security-of-supply-on-the-european-electricity-markets-from-2017-to-2019.html

/14/ BMWi (2020), Generationenprojekt Kohleausstieg final beschlossen, communiqué de presse du 3.7.2020, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2020/20200703-generationenprojekt-kohleausstieg-final-beschlossen.html

/15/ BMWi (2020) Gesetz zur Reduzierung und zur Beendigung der Kohleverstromung und zur Änderung weiterer Gesetze (Kohleausstiegsgesetz), 14.08.2020, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/kohleausstiegsgesetz.html

/16/ BMWi (2020) Strukturstärkungsgesetz Kohleregionen, 14.08.2020, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/strukturstaerkungsgesetz-kohleregionen.html

/17/ OFATE (2020) Lois allemandes sur l’arrêt définitif du charbon et sur le renforcement structurel, Septembre 2020, en ligne : https://energie-fr-de.eu/fr/systemes-marches/actualites/lecteur/memo-sur-les-lois-allemandes-relatives-a-larret-definitif-du-charbon-et-au-renforcement-structurel-6864.html

Allemagne – l´essentiel des résultats énergétiques 2019

(Texte mis à jour le 10.07.2020)

Temps de lecture 15 min

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Selon les données statistiques, les résultats énergétiques 2019 se résument comme suit :

  • La consommation énergétique (énergie primaire) baisse de 2,1 % par rapport à 2018 et de 2,4 % corrigée des aléas climatiques
  • la production brute d´électricité s´élève à ~ 604 TWh, environ 5% inférieure par rapport à 2018 (~ 636 TWh), la consommation nationale brute d´électricité recule à 569 TWh (2018 : 584 TWh)
  • la part des filières renouvelables passe à 40,1% (~ 242 TWh) de la production brute, leur capacité totale installée atteint les 124 GW
  • la part des énergies fossiles (houille, lignite, gaz, pétrole et divers) dans la production brute s´élève à ~ 48% (~ 287 TWh), soit moins 15% par rapport à 2018 (~ 336TWh)
  • la production du nucléaire se maintient avec ~ 75 TWh presque au niveau de 2018 La tranche 2 (puissance électrique nette de 1402 MW) de la centrale nucléaire de Philippsburg a été arrêtée définitivement fin 2019 conformément à la loi atomique
  • Le solde exportateur est avec ~ 35 TWh en fort recul par rapport à 2018 (~ 51 TWh)
  • les émissions de gaz à effet de serre baissent de 6,3 % par rapport à 2018 à environ 805 Mt CO2éq, ce qui correspond à une baisse de 35,7% par rapport à 1990

Consommation énergétique

Selon AG Energiebilanzen /1/, la consommation d´énergie primaire recule à 12.832 PJ (306 Mtep), soit moins 2,1 % par rapport à l´année précédente (2018 : 13.102 PJ). La baisse de la consommation énergétique corrigée des aléas climatiques s´élève à 2,4 %. L´objectif de 2020 s´élève à 11 504 PJ (275 Mtep).

La baisse de la consommation est entre autres due à des améliorations de l’efficacité, une réorientation du mix énergétique et à une baisse conjoncturelle de la consommation d’énergie dans l’industrie. La consommation a été stimulée par les conditions météorologiques un peu plus fraîches et l’augmentation de la population. Toutefois, les facteurs d’augmentation étaient globalement nettement plus faibles que les facteurs de réduction de la consommation.

Les parts des différentes sources d’énergie dans le mix énergétique national ont évolué en 2019 par rapport à l’année précédente en faveur des énergies renouvelables et du gaz naturel. Les produits pétroliers ont également augmenté leur part. En revanche, des baisses importantes ont été enregistrées pour la houille et le lignite. Néanmoins plus de 78% de la consommation d’énergie primaire sont couverts par des combustibles fossiles. Les énergies renouvelables ont augmenté leur contribution à presque 15% et l’énergie nucléaire reste presque constante à 6,4 %.

Fig 1_Energie primaire
Figure 1 : Consommation d´énergie primaire /1/

Production et consommation d´électricité

Selon BDEW /3/ la production brute d’électricité est avec ~ 604 TWh, moins 5% par rapport à 2018 (~ 636 TWh). La production nette s´élève à ~ 574 TWh en 2019.

La consommation intérieure brute recule à 569,2 TWh, moins 2,6% par rapport à 2018 (584,4 TWh).

Fig 2_ Production electricite 2019
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2019 (données entre parenthèses pour 2018)

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

Fig Tableau 2018_2019
Tableau : Production et consommation d´électricité 2018 et 2019 selon /3/

La production des centrales au lignite a sensiblement diminué en raison de la sortie du marché et mise en « réserve de sécurité » des unités supplémentaires, de la réduction de la production dans la mine à ciel ouvert de Hambach, d’un nombre plus élevé d´arrêts de tranche par rapport à l’année précédente et de l’augmentation de la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables selon /1/.

La production d’électricité à partir de la houille a diminué de presque un tiers. L’augmentation du prix de la tonne de CO2 dans le système européen d’échange de quotas d’émission a affecté les coûts marginaux des centrales à charbon/lignite. De plus le faible prix du gaz naturel a fait en sorte que les centrales au charbon ont été de plus en plus remplacées par des centrales au gaz moins émettrices en CO2. La production d’électricité à partir de gaz naturel a augmenté d´environ 10 points.

L’énergie nucléaire a enregistré un léger recul de la production d’environ 1 point par rapport à l’année précédente.

La part des énergies renouvelables à la production brute a dépassé les 40% notamment grâce à la progression de l’énergie éolienne. Sous  l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement consommée en Allemagne et seule l´électricité produite à base de centrales conventionnelles est exportée, la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité a atteint presque 43%. La part élevée des énergies renouvelables a également été favorisée par une réduction significative de la consommation d’électricité. La consommation nationale était en 2019 au plus bas niveau des 20 dernières années. Les raisons ont été déjà évoquées plus haut au paragraphe « Consommation énergétique ».

Pour la première fois, la part des énergies bas carbone (énergies renouvelable et nucléaire) a dépassé les 50% dans le mix d´électricité en Allemagne. Mais ce ne sera pas pour longtemps, car la sortie définitive du nucléaire est programmée d´ici fin 2022. Même si d´ici là on arrivait à  suppléer par des renouvelables à la production d´environ 75 TWh nucléaire bas carbone restante, on ne serait pas plus avancé au niveau de la réduction des émissions CO2 dans le secteur électrique.

Contrairement aux idées reçues, la production à base de charbon et lignite est en baisse continue depuis 2015 et a été dépassée largement par les énergies renouvelables en 2019 (voir figure 3).

Fig 3 Evolution part
Figure 3 : Evolution de la production brute des différentes filières depuis 2009 /3/

Puissance installée

L’Allemagne exploite deux parcs de production en parallèle pour une pointe de consommation autour de 82 GW.

L’Allemagne disposait fin 2019 d´un parc de production d´environ 224 GW dont 100 GW de centrales conventionnelles et 124 GW d´énergies renouvelables selon /4/ et /6/.

Selon /4/ et/17/, la puissance installée des énergies renouvelables a augmenté d´environ 6 GW à 124 GW en 2019. Le parc d´énergies renouvelables intermittentes atteint maintenant les 110 GW (voir figure 4). L´augmentation de la capacité d´éolien terrestre est avec environ 1 GW en 2019 une des plus faibles de l’histoire du développement de l’énergie éolienne terrestre. A titre de comparaison, entre 2009 et 2018 l’augmentation annuelle moyenne de la capacité a été de 3,1 GW. Pour plus d´information voir /14/ et /17/.

Le parc conventionnel est en recul d´environ 3 GW /6/ en raison de l´arrêt des centrales thermiques à flamme (1,1 GW houille et 0,5 GW gaz) et de la tranche 2 de Philippsburg (1,4 GW) qui a été arrêtée le soir du 31.12.2019.

Fig 4 Puissance installee 2018_2019
Figure 4 : Puissance installée en 2018 et 2019 selon /4/, /6/ et /17/

Il faut toutefois noter qu´environ 86 GW (STEP inclus) du parc conventionnel opèrent actuellement sur le marché de l’électricité /6/. Environ 4,6 GW (centrales à houille, au gaz et au fioul) sont provisoirement fermés et environ 9,6 GW (centrales à lignite, à houille et au gaz) constituent une réserve stratégique appelée soit « réserve de sécurité » soit  « réserve de soutien du réseau », fonctionnant uniquement en situation exceptionnelle. La figure 5 montre les capacités du parc conventionnel hors marché.

L’agence fédérale des réseaux fixe chaque année le besoin de réserve de soutien du réseau pour des situations d´approvisionnement difficile en hiver. Au cours de l´hiver 2020/2021, la capacité des centrales de réserve sera de 6,6 GW minimum et restera au même niveau que les dernières années /21/. Le facteur décisif pour la demande d´une réserve est la trop lente modernisation des réseaux et notamment des tracés nord – sud en courant continu.

De plus, 8 tranches au lignite d´une capacité totale de 2,7 GW constituent une réserve de sécurité jusqu´à leur déclassement définitif, prévu en 2023. Ces centrales assurent une réserve ultime. En cas de besoin, les centrales doivent être opérationnelles dans un délai de 10 jours.

Fig 5_KW hors reseau_1
Figure 5 : Parc conventionnel hors marché au 1er avril 2020 /6/

Échanges transfrontaliers d’électricité

En 2019, le solde exportateur est avec ~ 35 TWh en baisse (2018 : ~ 51 TWh). Au total l´Allemagne a exporté 74,5 TWh et importé 39,5 TWh /2/, /3/.  Pour un pays donné, le solde total des échanges physiques et contractuels devrait être le même dans l’idéal.

Cette baisse du solde exportateur s’explique notamment par la réduction de la compétitivité des centrales à charbon et lignite allemandes par rapport aux centrales à gaz en Allemagne et à l’étranger en raison de la hausse du prix de la tonne de CO2 et de la baisse du prix de gaz en Europe.

Fig 6 _Solde export
Figure 6 : Solde des échanges commerciaux en TWh

Au niveau des échanges physiques, le solde exportateur est en 2019 avec 13,1 TWh en faveur de la France selon /22/. Cela s´explique entre autres par le fait qu´une partie de l´électricité exportée par la France vers la Suisse et l´Italie transite par l´Allemagne.

Au niveau des échanges commerciaux, la France importe toujours plus (14,0 TWh) qu´elle n´exporte (11,5 TWh) vers l´Allemagne, soit un solde exportateur de 2,5 TWh en faveur de l´Allemagne selon /22/.

La figure 7 montre les échanges commerciaux mensuels de l´Allemagne avec les pays voisins ainsi qu´entre la France et l´Allemagne en 2019. L´Allemagne importe plus d´électricité de la France qu´elle n´en exporte entre mai et septembre, et exporte plus vers la France qu´elle importe le reste du temps.

Fig 6a flux commerciaux
Figure 7 : échanges commerciaux mensuels de l´Allemagne avec les pays voisins ainsi qu´entre la France et l´Allemagne en 2019 (source : SMARD.de, Agence fédérale des Réseaux)

Émissions de gaz à effet de serre

Selon l´agence fédérale de l´environnement (UBA – Umweltbundesamt) /19/, les émissions de gaz à effet de serre sont en recul d´environ 53 Mt CO2éq par rapport à 2018.

La réduction est presque exclusivement attribuable au secteur électrique (- 50 Mt CO2éq selon /9/) suite à l´augmentation de la production d’électricité à partir des énergies renouvelables et au recul simultané de la production à base de charbon/lignite en faveur des centrales à gaz moins émettrices en CO2. La raison est, outre la baisse du prix du gaz sur le marché mondial, l’augmentation du prix de la tonne de CO2 dans le système d’échange de quotas d’émission de l’UE. De plus l’augmentation de la production d’électricité à partir des énergies renouvelables et la diminution de la consommation d’électricité ont contribué à une baisse de production des centrales à combustible fossile dans la logique du « merit order ». Avec les émissions de 219 Mt CO2 on obtient un contenu carbone moyen du secteur électrique allemand d´environ 0,4 kg CO2/kWh en 2019 selon /9/.

En revanche aucune baisse des émissions n’est observée dans les secteurs des transports et du bâtiment. Les émissions dans le secteur du bâtiment ont même augmenté de 5 Mt CO2éq (plus 4,4 %) par rapport à l’année précédente.

La figure 8 montre l´évolution des émissions allemandes de gaz à effet de serre contenus dans le «panier de Kyoto» en millions de tonnes de CO2éq par an (données 1990 à 2019 selon /19/, estimation des émissions de la production d´électricité selon /9/). Le «panier de Kyoto» comprend les gaz à effet de serre suivants: le dioxyde de carbone (CO2), le méthane (CH4), l’oxyde nitreux (N2O) et les gaz dits fluorés (hydrofluorocarbones, hydrocarbures perfluorés, triflourure d’azote (NF3) et hexafluorure de soufre – SF6).

Fig 7_Emissions
Figure 8 : Évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2éq par an

Les émissions de gaz à effet de serre étaient en 2019 donc de 35,7 % inférieures au niveau de 1990. Malgré cela, l´objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40 % d’ici 2020 par rapport à 1990 nécessiterait en 2020 encore une baisse de 56 Mt CO2éq par rapport à 2019.

D’après des informations du think tank Agora Energiewende, cet objectif pourrait être atteint et même dépassé sous l’effet de la crise sanitaire du Coronavirus et de l’hiver particulièrement doux et venteux /20/.

Evolution des prix de l´électricité 

La hausse du prix du CO2 européen a également influencé l’évolution des prix spot pour les années suivantes. Fin 2019, l’électricité a été négociée à 43 €/MWh pour l´année 2020 et jusqu’à 50 €/MWh pour les livraisons d’électricité pour les années suivantes /4/.

La hausse des prix de gros de l’électricité sera renforcée par une nouvelle augmentation de la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques (EEG-Umlage) de 5,5% à 67,56 €/MWh en 2020 (2019 : 64,05 €/MWh), voir /7 /.

Le prix du KWh payé par les ménages allemands est le plus élevé d’Europe.  Les taxes et prélèvements représentent 53 % du prix  /15/. Au premier semestre 2019, le ménage allemand « moyen » avec une consommation située entre 2500 kWh et 5000 kWh a payé 30,88 €ct/kWh contre 17,65 €ct/kWh en France selon Eurostat /8/.

Les prix de l’électricité pour les ménages augmenteront d’environ 3% en 2020 en raison de l’évolution du prix décrite ci-dessus, et dépasseront en moyenne sensiblement la barre des 31 €/MWh selon /4/.

Avec l´introduction d´un prix carbone en 2021 dans les secteurs transports et chaleur/refroidissement, le gouvernement a promis une baisse de la taxe de soutien aux énergies renouvelables (EEG-Umlage).  Le principe : si les recettes provenant du prix carbone augmentent, le prix de l’électricité sera davantage réduit /11/.

Evolution des prix négatifs au marché spot

Depuis leur introduction à la bourse EPEX Spot en 2008, on observe des prix négatifs au marché spot. En Allemagne des prix négatifs sont principalement observés lorsque les énergies renouvelables fatales (éolien et solaire) couvrent une part importante de la consommation. Le nombre de pas horaires avec des prix négatifs en Allemagne a fortement augmenté en 2019 (voir figure 9). Sur le marché EPEX-Spot-Day-Ahead, un total de 211 heures a été enregistré avec des prix négatifs, ce qui représente environ 2,4% de toutes les heures négociées en 2019 selon /18/. La plupart des prix négatifs ont été observés sur une période d’au moins six heures consécutives (123 sur 211 heures au total).

Fig 8_Prix negatifs1
Figure 9 : Bilan des heures avec prix de l’électricité négatifs 2012 à 2019 /4/, /18/

La valeur moyenne des prix négatifs de l’électricité s´élevait à -17,3 €/MWh et la valeur record à – 90 €/MWh en 2019. Bien que le nombre d’heures ait augmenté par rapport à l’année précédente, les prix négatifs ne représentent toujours qu’une faible part du total des transactions d’électricité à la bourse.

La hausse du nombre d’heures avec des prix négatifs montre que le réseau électrique entre, avec une part d’énergie renouvelable de plus de 40 %, dans une phase où la flexibilité du système électrique devient de plus en plus nécessaire.

Pour que les prix négatifs soient moins fréquents à l’avenir, la production (par exemple grâce à des centrales conventionnelles plus flexibles ou en découplant la production d’électricité de la production de chaleur dans les centrales de cogénération) et la demande (par exemple grâce aux options de power-to-heat et au développement des capacités de stockage de l’électricité) doivent s’adapter encore mieux aux fluctuations des énergies renouvelables.

Modernisation des réseaux de transport

L´actuelle programmation fédérale de développement des réseaux de transport  estime que 7644 km sont prioritaires /10/. L´épine dorsale est constituée par des tracés nord – sud en courant continu d´une longueur totale d´environ 2100 km.

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, sans parvenir à calmer toutes les résistances. Environ 16% (1242 km) des lignes THT sont réalisés à la fin du troisième trimestre 2019 /10/.

Faits marquants en 2019 

Commission Charbon – Recommandations d´une sortie progressive du charbon d´ici 2038 

Une commission gouvernementale, appelée « Commission Charbon » a émis en janvier 2019 un rapport avec des propositions pour atteindre les objectifs en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 /5/.

Elle préconise entre autres une sortie progressive des centrales à charbon et au lignite d´ici 2038, avec deux étapes intermédiaires : réduire d´ici 2022 la capacité des centrales sur le réseau à 30 GW (15 GW de lignite et 15 GW de houille), à 17 GW en 2030 (9 GW de lignite et 8 GW de houille) et à zéro GW au plus tard à la fin 2038.

L’objectif du gouvernement fédéral était de mettre en œuvre par voie législative les recommandations de la Commission Charbon d’ici fin 2019. Mais l´adoption de la loi sur la sortie du charbon (Kohleausstiegsgesetz) a été reportée à 2020. Le calendrier initial n´a pas pu être respecté en raison de la grande complexité de la loi et des négociations en cours avec les exploitants sur les dédommagements pour l’arrêt de leurs centrales à charbon/lignite.

Adoption du programme de protection du climat 2030 (Klimaschutzprogramm 2030) et de la loi fédérale de protection du climat (Bundes – Klimaschutzgesetz)

Le gouvernement allemand a adopté en octobre 2019 le programme de protection du climat 2030 (Klimaschutzprogramm 2030) et le projet de loi fédérale de protection du climat (Bundes-Klimaschutzgesetz).

Après examen par le Parlement et le Bundesrat, la chambre haute du Parlement, la loi fédérale de protection du climat a été adopté définitivement juste avant Noël 2019. Elle est entrée en vigueur le 18.12.2019 /11 /.

La nouvelle loi a pour objectif d´atteindre la neutralité carbone de l’Allemagne d’ici 2050 et une réduction de 55 % des émissions de gaz à effet de serre d’ici 2030 par rapport à 1990 comme étape intermédiaire. 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 à l´horizon de 2030. 

Adoption d´un prix carbone dans les secteurs des transports et de chauffage/refroidissement

Un compromis a été également trouvé au sujet de la loi sur l’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre (Brennstoffemissionshandelsgesetz) entrée en vigueur en décembre 2019 /11/. Il s´agit de l´instauration d´un système national de certificats d’émissions, c´est à dire un « prix carbone » pour les émissions de CO2 dans les secteurs des transports et de chauffage/refroidissement non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émission.

Initialement prévu à 10 Euros par tonne, ce prix de l’émission de CO2 sera finalement fixé à 25 Euros à partir du 1er janvier 2021. Il s´agit du principal changement demandé par le Bundesrat. Le prix de ces émissions de CO2 augmentera ensuite de 5 Euros par an en 2022 et 2023 puis de 10 Euros par an et passera donc à 55 Euros en 2025. En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 55 Euros à 65 Euros par tonne de CO2. Le gouvernement fédéral lancera une modification de la loi au printemps 2020.

Arrêt définitif de la tranche 2 de la centrale nucléaire de Phillipsburg 

Selon les dispositions de la loi atomique de 2011, la deuxième tranche (réacteur à eau sous pression d’une puissance électrique nette de 1402 MW) de la centrale nucléaire de Philippsburg, en Bade-Wurtemberg, a été définitivement arrêtée fin 2019 après 35 ans de fonctionnement /12/. Six tranches d´une puissance électrique totale nette de 8107 MW sont encore en service. Selon la loi atomique, 3 tranches d´une puissance électrique totale nette de 4058 MW seront arrêtées définitivement fin 2021 et les 3 tranches restantes au plus tard fin 2022.

Compte tenu du retard sur le développement du réseau, cette situation sera un challenge pour la sécurité du réseau, notamment du Sud de l´Allemagne, où réside une partie importante de l’industrie et donc de la consommation électrique.

L´agence fédérale des réseaux a approuvé la construction de 1200 MW de capacité de soutien de réseau répartie sur 4 régions en Allemagne du sud /16/ afin d´assurer la sécurité du système électrique dans la période allant de l´arrêt du nucléaire à la mise à disposition des nouvelles lignes. Les appels d’offres sont mis en œuvre par les gestionnaires de réseaux de transport et sont « technologiquement neutres ». Il est possible de faire appel à des installations conventionnelles de production, telles que des centrales à gaz, qu´à des charges interruptibles et à des installations de stockage. La mise en service des installations est prévue à partir d´octobre 2022. Elles seront maintenues en fonctionnement pendant dix ans et financées par le tarif d´utilisation du réseau.

Selon une étude du centre allemand pour l’aéronautique et l’astronautique et de l´université de Stuttgart /13/, l’approvisionnement en électricité en Allemagne serait assuré jusqu´en 2025. Mais pour les situations critiques, le sud de l’Allemagne sera tributaire de la fourniture d´électricité par le nord de l’Allemagne ou par les pays voisins. Cette étude n’a toutefois pas vérifié si les pays voisins pourraient fournir à l’Allemagne du sud l´électricité manquante.

Références 

/1/ AG Energiebilanzen (2020, Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2019,  en ligne : https://www.ag-energiebilanzen.de/

/2/ AG Energiebilanzen (2019), Bruttostromerzeugung in Deutschland nach Energieträgern, en ligne : https://www.ag-energiebilanzen.de/

 /3/ BDEW (2020) Stromerzeugung und – verbrauch in Deutschland, en ligne : https://www.bdew.de/media/documents/20200211_BRD_Stromerzeugung1991-2019.pdf

 /4/ AGORA-Energiewende (2020) Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2019, en ligne : https://www.agora-energiewende.de/fileadmin2/Projekte/2019/Jahresauswertung_2019/171_A-EW_Jahresauswertung_2019_WEB.pdf

 /5/ Allemagne-Energies (2019) : Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038, en ligne : https://allemagne-energies.com/2019/01/27/allemagne-une-sortie-du-charbon-preconisee-dici-2038/

/6/ BNetzA (2020) Kraftwerksliste, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html

/7/ Allemagne-Energies (2019) : Allemagne : La charge de soutien aux énergies renouvelables électriques augmente de 5,5% en 2020, en ligne : https://allemagne-energies.com/2019/10/18/allemagne-la-charge-de-soutien-aux-energies-renouvelables-electriques-augmente-de-55-en-2020/

/8/ Eurostat Base des données. Commission européennes. En ligne : https://ec.europa.eu/eurostat/data/database.

/9/ UBA (2020) : „ Entwicklung der spezifischen Kohlendioxid-Emissionen des deutschen Strommix in den Jahren 1990 – 2019“, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/1410/publikationen/2020-04-01_climate-change_13-2020_strommix_2020_fin.pdf

/10/ Bundesnetzagentur (2019) Leitungsvorhaben, en ligne : https://www.netzausbau.de/leitungsvorhaben/de.html

/11/ Allemagne-Energies (2019) : Le parlement allemand adopte le programme de protection du climat 2030, en ligne : https://allemagne-energies.com/2019/12/29/le-parlement-allemand-adopte-le-programme-de-protection-du-climat-2030

/12/ Allemagne-Energies (2019) : Arrêt définitif de la tranche 2 de la centrale nucléaire de Philippsburg après 35 ans, en ligne : https://allemagne-energies.com/2019/12/29/arret-definitif-de-la-tranche-2-de-la-centrale-nucleaire-de-philippsburg-apres-35-ans/

 /13/ IER, IFK, DLR (2018) Versorgungssicherheit in Süddeutschland bis 2025 –sichere Nachfragedeckung auch in Extremsituationen? En ligne:  https://um.baden-wuerttemberg.de/fileadmin/redaktion/m-um/intern/Dateien/Dokumente/2_Presse_und_Service/Publikationen/Energie/181218_Studie_Versorgungssicherheit-Sueddeutschland-2025.pdf

/14/ Allemagne-Energies (2020) Retour d´expérience des appels d´offres de 2017 à 2019 selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017), en ligne :  https://allemagne-energies.com/2020/01/11/retour-dexperience-des-appels-doffres-de-2017-a-2019-selon-la-loi-sur-les-energies-renouvelables-de-2017-eeg-2017/

/15/ Allemagne-Energies Bilans énergétiques : Comparaison Allemagne et France, en ligne : https://allemagne-energies.com/bilans-energetiques/

/16/ BNetzA (2017) Bericht zur Ermittlung des Bedarfs an Netzstabilitätsanlagen. gemäß §13k EnWG. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/BNetzA_Netzstabilitaetsanlagen13k.pdf?__blob=publicationFile&v=3.

/17/ Deutsche WindGuard (2020), Windenergiestatistik: Windenergie-Ausbau in Deutschland, en ligne : https://www.windguard.de/windenergiestatistik.html

/18/ Bundesnetzagentur (2020) , SMARD , Negative Strompreise, en ligne : https://www.smard.de/home/topic-article/444/15412

/19/ UBA (2020), communiqué de presse du 16.03.2020 „Treibhausgasemissionen gingen 2019 um 6,3 Prozent zurück“, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/dokument/trendtabelle-sektoren-vorlaeufige-thg-daten-2019

/20/ Allemagne-Energies (2020), L´Allemagne atteindra-t-elle son objectif climatique 2020 grâce à l´hiver doux et l´épidémie de coronavirus ? En ligne : https://allemagne-energies.com/2020/03/22/lallemagne-atteindra-t-elle-son-objectif-climatique-2020-grace-a-lhiver-doux-et-lepidemie-de-coronavirus/

/21/ BnetzA (2020), Netzreservebedarf Strom für 2020/2021 und 2024/2025, communiqué de presse du 04 05 2020, Bundesnetzagentur, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2020/20200504_Reservebedarf.html?nn=265778

/22/ SMARD Strommarktdaten. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.smard.de/blueprint/servlet/page/home/46.

Retour d´expérience des appels d´offres de 2017 à 2019 selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017)

Texte mis à jour le 30.05.2020

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Rødsand 2 (Danemark) : 90 éoliennes du type 2.3 MW Siemens, capacité totale de 207 MW, mise en service 2010

Temps de lecture : 10 – 12 min

La réforme de la loi sur les énergies renouvelables (EEG 2017), entrée en vigueur début 2017,  constitue une vraie césure du dispositif de soutien aux énergies renouvelables. La modification la plus importante est que le tarif d´achat n’est plus fixé comme auparavant par l’État mais par le biais des procédures d’appels d’offres. Seules les petites installations, inférieures à 750 KW pour photovoltaïque (PV) et éolien terrestre et inférieures ou égale à 150 kW pour la biomasse, sont exemptes et continuent à bénéficier des tarifs d’achat. La loi EEG 2017 n´est pas rétroactive et les anciennes installations jouissent du maintien des droits acquis.

Dans la présente note le retour d´expérience pour 2017 et 2018 /1/ a été complété par l’année 2019 en s´appuyant notamment sur les données de l´agence fédérale des réseaux /2/.

Résultats d´appels d´offres des installations PV d’une puissance supérieure ou égale à 750 kWc

Onze appels d´offres ont été réalisés depuis 2017 pour le PV avec un volume entre 175 à 500 MWc. Après des valeurs atypiquement élevées en mars 2019 /3/, les montants moyens d´adjudication se sont stabilisés entre 50 et 60 €/MWh (voir figure 1).

Lors de l´appel d´offres d´octobre 2019 le montant moyen d´adjudication a encore baissé par rapport aux deux dernières adjudications et a presque atteint le niveau de la première adjudication en février 2019. La raison : la Bavière a modifié sa règlementation au cours de l’été, permettant ainsi de favoriser l´adjudication de parcs PV au sol dans des zones défavorisées. L’élargissement du quota a stimulé la concurrence.

En revanche, le résultat du dernier appel d´offres en 2019 montre à nouveau une tendance croissante.

Fig 1_ resultat PV neu
Figure 1 : Résultats d´appels d´offres photovoltaïque de 2017à 2019

Dans tous les appels d´offres, le volume offert a été largement sursouscrit avec un record fin 2019 (voir figure 2).

Fig 2 Volume PV neu
Fig. 2 : Volumes (en MWc) des appels d´offres photovoltaïque de 2017 à 2019

Résultats d´appels d´offres éolien terrestre d’une puissance supérieure à 750 kW

Treize appels d´offres ont été réalisés depuis 2017. Après une baisse en 2017, les montants moyens d´adjudication ont augmenté à partir de 2018 et se sont stabilisés autour de 62 €/MWh en 2019 donc à un niveau plus élevé qu´au premier appel d´offres en mai 2017 (voir figure 3).

Fig 3_ resultat Wind onshore
Figure 3 : Résultats d´appels d´offres éolien terrestre de 2017 à 2019

Pour mémoire : les montants d´adjudication des offres retenues se réfèrent à  un « site idéal » : 6,45 m/s à 100 m de hauteur (Referenzertragsmodell). Ensuite les montants sont multipliés par un facteur de qualité en fonction du site réel et du rendement du type d’éolienne prévue. Donc pour un site réel d´une qualité supérieure, le montant est multiplié par un  facteur < 1  alors que pour un site réel de moindre qualité il est multiplié par un facteur > 1.

Le volume des appels d´offres a été largement sursouscrit en 2017 mais depuis on observe un développement en baisse concernant les volumes offerts et attribués à l´éolien terrestre (voir figure 4).

Fig 4 _ volume Wind onshore
Fig. 4 : Volumes (en MW) des appels d´offres éolien terrestre de 2017 à 2019

Les raisons sont multiples selon un rapport récent de l´Agence de l’éolien terrestre /4 /. Les procédures d´autorisation sont de plus en plus longues ce qui ralentit le rythme de mise en service des nouvelles installations.  De plus, la construction des nouvelles éoliennes se heurte aux refus des riverains et des organisations de protection de la nature et des oiseaux. Leur opposition a conduit à des nombreux procès contre les permis accordés, ce qui a pour conséquence que la construction des éoliennes est au moins retardée, voire impossible.

Une première réunion de crise à huis clos avec les différents acteurs du secteur a eu lieu début septembre 2019 avec le Ministre de l’Économie et de l´Énergie, Peter Altmaier. Par la suite, en octobre 2019, le ministère a publié un plan pour renforcer le développement de l´éolien terrestre /5/, /6/.

Appels d´offres d´innovation multi-technologiques

Répondant à un souhait de la commission européenne, l´Allemagne a lancé des appels d’offres expérimentaux sur 3 ans (2018 – 2020) mettant en concurrence des installations photovoltaïques et éoliennes terrestres même si les caractéristiques d’implantation de parcs éoliens et solaires sont généralement sensiblement différentes

Ce projet pilote de trois ans est conçu pour tester le fonctionnement et les avantages des appels d’offres bi-technologiques et pour évaluer les résultats, également par rapport à l’appel d´offres spécifique à une technologie. Ce projet pilote ne signifie pas que les appels d’offres bi-technologiques seront poursuivis après 2020.

L´agence fédérale des réseaux a procédé en 2018 et 2019à quatre appels d´offres de 200 MW chacun, ouverts à des projets d’éoliennes terrestres et des installations solaires photovoltaïques au sol ou sur toiture supérieurs à 750 kW.

Les résultats sont sans appel. Seules des offres « photovoltaïque » ont été retenues, en revanche aucune des offres « éolien terrestre » n’a reçu l’adjudication. Le montant moyen d´adjudication varie entre 46,7 €/MWh et 56,6 €/MWh (voir figure 5).

Fig 5 resultats AO Bi techno
Figure 5 : Résultats d´appels d´offres bi-technologiques combinant solaire et éolien terrestre de 2017 à 2019

Le volume des appels d´offres a été chaque fois sursouscrit (voir figure 6).

Fig 6 Volume Bi techno
Fig. 6 : Volumes (en MW) des appels d´offres bi-technologiques de 2017 à 2019

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) en France a recommandé de renoncer à cet appel d’offres bi-technologiques /7/ car « … il ne garantit pas, dans son principe, … le développement conjoint des filières photovoltaïque et éolienne, dont les complémentarités permettent pourtant de faciliter l’intégration au réseau des énergies renouvelables…».

Les résultats des appels d´offres en Allemagne semblent confirmer ce point de vue.

Appels d´offres biomasse

L´agence fédérale des réseaux a procédé à quatre appels  d´offres entre 2017 et 2019 pour des nouvelles installations supérieures à 150 kW.  La spécificité des appels d´offres est la participation des installations déjà existantes (même inférieures à 150 KW) dont la durée de soutien restante est inférieure à 8 ans. La limite maximale du prix de soumission pour ces installations est environ 10% plus élevée que pour des nouvelles installations. De cette façon, les installations existantes pourraient se voir accorder le droit d´un soutien de 10 ans supplémentaires. Cependant, elles doivent dans ce cas répondre aux mêmes exigences de flexibilité que les nouvelles installations.

Les appels d´offres ont rencontré peu de succès auprès des soumissionnaires. Les volumes offerts par les soumissionnaires étaient nettement inférieurs aux volumes mis en adjudication. Le volume finalement retenu par l´agence fédérale des réseaux était encore plus bas suite à l´exclusion de certaines offres en raison d’erreurs formelles (voir figure 7).

Fig 7 volume biomasse
Fig. 7 : Volumes (en MW) des appels d´offres biomasse de 2017 à 2019

Le montant moyen d´adjudication varie entre 123,4 et 147,30  €/MWh (voir figure 8).

Fig 8 resultats biomasse
Figure 8 : Résultats d´appels d´offres biomasse de 2017 à 2019

Les associations de l’industrie de la bioénergie critiquent les résultats de l’appel d’offres. La conception actuelle de la procédure d’appel d’offres n’offre pas d’incitation suffisante pour le développement des renouvelables à partir de biogaz et de biométhane. Par exemple, en 2019, les nouvelles installations ayant une limite maximale de soumission de 14,58 cents/kWh seraient désavantagées par rapport aux installations existantes ayant une limite maximale de 16,56 cents/kWh, bien que les nouvelles installations aient des coûts d’investissement plus élevés.  L’association demande que la limite maximale de soumission pour les nouvelles installations soit augmentée. En outre, les délais de réalisation à partir de la fin de l’enchère devraient également être prolongés.

Appels d´offres éoliennes offshore

Des appels d’offres ont été effectués en 2017 et 2018 pour des éoliennes offshores posées  (ancrées à une fondation fixée au plateau continental) devant être mises en service entre 2021 et 2025. Ces appels d’offres d´un volume total de 3100 MW visaient les projets de parcs éoliens qui étaient déjà en cours de planification et de développement avant le 1er aout 2016 /1/.

D’après le plan d’aménagement pour l’éolien en mer de 2019, le développement des éoliennes offshores à partir de 2025 se poursuivra par des appels d’offres à partir de 2021. En total, un volume de 3,9 GW sera appelé en mer du Nord en huit périodes d’appels d’offres entre 2021 et 2025. De plus, un appel d’offres est prévu en 2021 pour des projets en mer Baltique avec une puissance totale de 300 MW /9/. Le volume annuel sera augmenté suite à la décision du gouvernement de mai 2020 de porter l´objectif de la capacité installée en 2030 de 15 GW actuellement à 20 GW.

Deux énergéticiens, Dong Energy et EnBW, se passeront totalement du tarif d´achat pour leurs nouveaux parcs, donc 0 €/MWh (voir figure 9).  La vente de leur production au prix du marché serait rentable grâce aux circonstances très favorables. L’échéance de mise en service envisagée (2024 et 2025) laisse le temps de profiter du progrès rapide du développement technologique de l´éolien. De plus les énergéticiens bénéficieront de synergies avec des parcs qu’ils exploitent à proximité.

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

Appels d´offres transfrontaliers pour des installations photovoltaïques au sol

Un appel d´offres transfrontalier a été lancé pour la première fois avec le Danemark en novembre 2016 pour un volume de 50 MW d’installations photovoltaïques au sol /1/. Depuis aucun nouvel appel d´offres n’a eu lieu ou n’est prévu en 2020.

Appels d´offres d´innovation multi-technologiques

La réforme de la loi sur les énergies renouvelables (EEG 2017) prévoit des appels d´offres d´innovation multi-technologiques. Ces appels d´offres ne sont pas limités sur une technologie spécifique d´énergies renouvelables mais l´idée est d´inciter des projets combinant plusieurs technologies capables d´apporter une amélioration à la stabilité du système électrique ou du réseau. Les combinaisons pourraient se composer, par exemple, d’énergie éolienne et de  biomasse ou de photovoltaïque et d stockage de l´énergie.

Le gouvernement a adopté le décret sur les appels d’offres d´innovation en octobre 2019 /8/. Aucun appel d´offres n’a eu lieu jusqu´à maintenant.

Conclusion

La figure  9 résume les résultats des appels d´offres de 2017 à 2019. Les valeurs indiquées correspondent aux montants le plus bas et le plus élevé retenus pour chaque technologie.

Fig 9 resultats alle
Figure 9 : Résultats des appels d´offres de 2017 à 2019 – Montants le plus bas et le plus élevés retenus

L´introduction des appels d´offres a eu un effet important sur le tarif de soutien des énergies renouvelables. Le photovoltaïque démontre sa compétitivité par rapport aux autres technologies.

La biomasse est la plus coûteuse. En revanche il s´agit d´un moyen pilotable contrairement aux énergies fatales (solaire et éolien) qui nécessitent toujours des technologies complémentaires soit le stockage d’électricité de masse soit des capacités de centrales conventionnelles backup pour assurer la sécurité d´approvisionnement.

Références

/1/ Allemagne-Energies (2019) Retour d´expérience des appels d´offres en 2017 et 2018 selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017), En ligne : https://allemagne-energies.com/2018/12/09/retour-dexperience-des-appels-doffres-en-2017-et-2018-selon-la-loi-sur-les-energies-renouvelables-de-2017-eeg-2017/ 

/2/ Bundesnetzagentur (2019), Elektrizität und Gas. Ausschreibungen, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Ausschreibungen/Technologieuebergreifend/BeendeteAusschreibungen/BeendeteAusschreibungen_node.html

/3/ Allemagne-Energies (2019) Appel d´offres du photovoltaïque 2019 : les raisons possibles de la forte hausse de prix, En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/05/02/appel-doffres-du-photovoltaique-2019-les-raisons-possibles-de-la-forte-hausse-de-prix/

/4/ FA Wind (2019) Analyse der Ausbausituation der Windenergie an Land im Herbst 2019, En ligne : https://www.fachagentur-windenergie.de/fileadmin/files/Veroeffentlichungen/Analysen/FA_Wind_Zubauanalyse_Wind-an-Land_Herbst_2019.pdf

/5/ BMWi (2019) Stärkung des Ausbaus der Windenergie an Land. Aufgabenliste zur Schaffung von Akzeptanz und Rechtssicherheit für die Windenergie an Land. Berlin, den 7. Oktober 2019. En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/S-T/staerkung-des-ausbaus-der-windenergie-an-land.pdf?__blob=publicationFile&v=6.

/6/ OFATE (2019) Liste de mesures pour renforcer le développement de l’éolien terrestre. Office franco-allemand pour la transition énergétique. En ligne : https://energie-fr-de.eu/fr/energie-eolienne/actualites/lecteur/liste-de-mesures-pour-renforcer-le-developpement-de-leolien-terrestre.html.

/7/ CRE (2017) Commission de régulation de l’énergie, Délibération N°2017-086, Délibération de la CRE du 20 avril 2017 portant avis sur le projet de cahier des charges de l’appel d’offres portant sur la réalisation et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir d’énergie solaire photovoltaïque ou éolienne situées en métropole continentale, https://www.cre.fr/Documents/Deliberations/Avis/projet-de-cahier-des-charges6

/8/ BMWi (2019) Verordnung zu den Innovationsausschreibungen und zur Änderung weiterer energiewirtschaftlicher Verordnungen, 16.10.2019, En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/verordnung-zu-den-innovationsausschreibungen-und-zur-aenderung-weiterer-energiewirtschaftlicher-verordnungen.html

/9/ Deutsche Windguard (2020) Status des Offshore Windenergieausbaus in Deutschland Jahr 2019, en ligne : https://www.windguard.de/jahr-2019.html

Arrêt définitif de la tranche 2 de la centrale nucléaire de Philippsburg après 35 ans (mise à jour le 2.1.2020)

Temps de lecture : 3 min

Site KKP_1
Site nucléaire de Philippsburg en Bade-Wurtemberg (source EnBW)

Selon les dispositions de la loi atomique de 2011, la deuxième tranche de la centrale nucléaire de Philippsburg, dans le Bade-Wurtemberg, à environ 30 km au nord de Karlsruhe, a été définitivement arrêté le 31.12.2019 après 35 ans de fonctionnement /1/, /3/. 

Deux tranches ont été construites sur le site de Philippsburg.

La tranche 1, un réacteur à eau bouillante de 926 MW électrique, mise en service en 1979, a été arrêté définitivement en 2011 et a reçu l´autorisation de démantèlement en 2018. La tranche 2 a été mise en service en 1984, a reçu une autorisation de démantèlement en décembre 2019 et a été arrêté définitivement le 31.12.2019 vers 19 h /3/.

La tranche 2 est un réacteur à eau sous pression d’une puissance électrique nette de 1402 MW (1468 MW brute). La tranche 2 a fourni pour la première fois de l’électricité au réseau public le 17 décembre 1984. Depuis sa mise en service, la tranche 2 a produit environ 10 TWh par an en moyenne. Au moment où la centrale a été définitivement mise hors service, la quantité totale d’électricité produite a dépassé les 375 TWh. La tranche 2 a couvert environ un sixième de la demande d’électricité dans le Bade-Wurtemberg.

Les travaux préparatoires pour le démantèlement devraient commencer en 2020. Le démantèlement de la tranche 1 a déjà commencé. Actuellement, environ 700 employés travaillent sur le site de Philippsburg.

Six tranches d´une puissance électrique totale nette de 8113 MW sont encore en service après l´arrêt définitif de Philippsburg. Selon la loi atomique, 3 tranches d´une puissance électrique totale nette de 4058 MW seront arrêtées définitivement fin 2021 et les 3 tranches restantes au plus tard fin 2022.

La ministre fédérale de l´environnement, Svenja Schulze (social-démocrate), se félicite de l´arrêt de Philippsburg /2/ : « ..La sortie du nucléaire rend notre pays plus sûr. Et cela permet d’éviter les déchets radioactifs qui pèseront sur 30 000 générations futures. Par rapport à la prolongation de la durée de vie de 2010, la sortie du nucléaire décidée en 2011 permet d’éviter des déchets radioactifs de l’ordre de 500 conteneurs Castor. Le consensus sur la sortie du nucléaire est inébranlable et se déroule comme prévu. Il est particulièrement important de le souligner à une époque où certaines personnes propagent l’énergie nucléaire comme un prétendu sauveteur du climat : l’énergie nucléaire ne résout pas un seul problème, mais elle en crée de nouveaux pendant un million d’années… »

 Bibliographie

/1/ EnBW (2019) Kernkraftwerk Philippsburg: Endgültige Abschaltung von Block 2 am 31. Dezember 2019, communiqué de presse du 23.12.2019, En ligne : https://www.enbw.com/unternehmen/presse/pressemitteilungen/presse-detailseite_222720.html

/2/ BMU (2019) Schulze: Atomausstieg geht planmäßig voran. Block 2 des AKW Philippsburg geht bis Jahresende vom Netz, communiqué de presse du 23.12.2019, En ligne : https://www.bmu.de/pressemitteilung/schulze-atomausstieg-geht-planmaessig-voran/

/3/ EnBW (2019) Kernkraftwerk Philippsburg: Block 2 endgültig abgeschaltet, communiqué de presse du 31.12.2019, En ligne : https://www.enbw.com/unternehmen/presse/pressemitteilungen/presse-detailseite_222784.html

 

Le parlement allemand adopte la loi de protection du climat (Bundes – Klimaschutzgesetz)

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Bundesrat, la chambre haute du Parlement, à Berlin. Le bâtiment a été construit en 1904 pour la Chambre haute du Parlement prussien.

Temps de lecture : 6 min

Après examen par le Parlement et le Bundesrat, la chambre haute du Parlement, la loi de protection du climat (Bundes – Klimaschutzgesetz) a été adoptée définitivement juste avant Noël 2019 /1/. Cette loi donne pour la première fois à la politique climatique allemande une base juridiquement contraignante à l´horizon de 2030.

Un compromis a également été trouvé sur le prix du CO2 à partir de 2021 dans les secteurs transports et  chaleur/refroidissement, non couverts par le marché européen du carbone. La loi sur l’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre (Brennstoffemissionshandelsgesetz), également entrée en vigueur en décembre 2019, sera modifiée en conséquence.

Le gouvernement allemand a adopté en octobre 2019 le programme de protection du climat 2030 (Klimaschutzprogramm 2030). Le contenu a été présenté en détail en /3/ et /4/.

Le Gouvernement, le Parlement et le Bundesrat – chambre haute du Parlement qui représente les États régionaux (Länder) -, sont finalement parvenus à un accord sur la loi fédérale de protection du climat (Bundes-Klimaschutzgesetz), laquelle est entrée en vigueur le 18.12.2019 /1/, /2/.

La loi fédérale sur la protection du climat relie le Plan Climat 2050 adopté en 2016 et le programme de protection du climat 2030. Le Plan Climat 2050 s’inscrit dans une perspective à long terme et définit approximativement le cadre et les objectifs de la future politique climatique. Le programme de protection du climat 2030 vise :

  • un seuil de 65 % pour la part de la production des énergies renouvelables d’ici 2030.
  • une incitation fiscale à l’isolation des bâtiments. Le programme prévoit également un taux de subvention de 40 % pour le remplacement des systèmes de chauffage au mazout par de nouveaux systèmes de chauffage plus respectueux de l’environnement.
  • diverses subventions pour les véhicules électriques. D’ici 2030, 7 à 10 millions de véhicules électriques et un million de points de charge devraient être disponibles. La taxe sur les véhicules à moteur thermique sera également adaptée pour décourager l´achat des véhicules qui émettent du CO2 au-delà de 95 gCO2/km (barème du malus écologique).
  • une baisse des taxes sur les billets de train longue distance et une augmentation de la taxe sur le trafic aérien pour empêcher le dumping des prix.
  • des subventions pour la recherche et le développement dans le domaine de l’hydrogène « vert », de l’implantation d’une filière batterie en Allemagne et du stockage et de l’utilisation du CO2.

Le gouvernement veut dépenser 54 milliards d’Euros d’ici à 2023, pour un total d’environ 100 milliards d’Euros prévus d’ici à 2030.

La nouvelle loi de protection du climat a pour objectif d´atteindre la neutralité carbone de l’Allemagne d’ici 2050 et une réduction de 55 % des émissions de gaz à effet de serre d’ici 2030 par rapport à 1990 comme étape intermédiaire. Pour y parvenir, 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 à l´horizon de 2030 (voir figure).

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Figure : Objectifs sectoriels et volumes annuels d’émissions à l´horizon de 2030

Si les émissions annuelles dans un ou plusieurs secteurs sont dépassées, des mesures supplémentaires seront mises en œuvre. Dans ce cas, les ministères concernés devront soumettre un programme de redressement afin que les objectifs sectoriels soient à nouveau atteints l’année suivante. Ce programme doit être soumis dans un délai de 3 mois au « Cabinet Climat », un sous-comité du gouvernement fédéral.

En revanche, l’engagement de viser la neutralité en matière de gaz à effet de serre d’ici 2050 n’est mentionné que dans la loi et n’est pas précisé davantage. La loi prévoit que les objectifs nationaux de protection du climat peuvent être resserrés à l’avenir si cela est nécessaire pour atteindre les objectifs européens ou internationaux.

Accord pour le prix du CO2 à partir de 2021 dans les secteurs transports et chaleur/refroidissement

Bien que ne faisant pas directement partie de la loi, le gouvernement fédéral a adopté sur la base des dispositions du programme de protection du climat 2030, l´instauration d´un système national de certificats d’émissions, c´est à dire un « prix carbone » pour les émissions de CO2 dans les secteurs des transports et de chauffage/refroidissement non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émission.

Initialement prévu à 10 Euros par tonne, ce prix de l’émission de CO2 sera finalement fixé à 25 Euros à partir du 1er janvier 2021. Il s´agit du principal changement par rapport au projet du gouvernement d´octobre 2019 demandé par le Bundesrat /5/. Le prix de ces émissions de CO2 augmentera ensuite de 5 Euros par an en 2022 et 2023 puis de 10 Euros par an et passera donc à 55 Euros en 2025. En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 55 Euros à 65 Euros par tonne de CO2.

Les recettes du prix de l’émission de CO2 seront réinvesties dans des mesures de protection du climat ou restitués aux citoyens à titre de compensation. Le gouvernement fédéral n’est pas désireux d’obtenir des recettes supplémentaires pour l’État.

Le gouvernement a notamment promis une baisse de la charge de soutien aux énergies renouvelables (EEG-Umlage) payée par les consommateurs /6/. La charge de soutien doit être réduite de 0,25 ct/kWh en 2021 et de 0,5 ct/kWh en 2022. Avec l´augmentation du prix de départ dans le système national de certificats d´émissions à 25 Euros par tonne, des fonds supplémentaires seront disponibles. Le principe : si les recettes provenant du « prix carbone » augmentent, la charge de soutien diminuera davantage.

Les trajets domicile-travail bénéficieront d’un taux forfaitaire plus élevé à partir de 2021, en fonction de la distance parcourue. En outre, les personnes qui perçoivent des aides au logement ne doivent pas subir la hausse des prix de l’énergie. Le gouvernement fédéral augmentera la subvention au logement de 10%.

Au printemps 2020 le gouvernement fédéral lancera une nouvelle procédure législative pour modifier en conséquence la loi sur l’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre (Brennstoffemissionshandelsgesetz) entrée en vigueur en décembre 2019 /7/.

Bibliographie

/1/ BMU (2019) Klimaschutzgesetz tritt heute in Kraft. Communiqué de presse du 18.12.2019. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit. En ligne : https://www.bmu.de/pressemitteilung/klimaschutzgesetz-tritt-heute-in-kraft/.

/2/ Bundesgesetzblatt (2019) Gesetz zur Einführung eines Bundes-Klimaschutzgesetzes und zur Änderung weiterer Vorschriften vom 12. Dezember 2019, Bundesgesetzblatt Jahrgang 2019 Teil I Nr. 48, ausgegeben zu Bonn am 17. Dezember 2019, https://www.bgbl.de/xaver/bgbl/start.xav?startbk=Bundesanzeiger_BGBl&start=//*%5B@attr_id=%27bgbl119s2513.pdf%27%5D#__bgbl__%2F%2F*%5B%40attr_id%3D%27bgbl119s2513.pdf%27%5D__1579598168962

/3/ Bundesregierung (2019), Klimaschutzprogramm 2030, En ligne : https://www.bundesregierung.de/breg-de/themen/klimaschutz/klimaschutzprogramm-2030-1673578

/4/ Allemagne-Energies (2019), L´Allemagne met en place un « prix carbone » et fixe les émissions annuelles de CO2 à l´horizon de 2030, En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/10/16/lallemagne-met-en-place-un-prix-carbone-et-fixe-les-emissions-annuelles-de-co2-a-lhorizon-de-2030/

/5/ Bundesregierung (2019) Vermittlungsausschuss empfiehlt höheren Einstiegspreis, Grundlage für CO2-Preis steht, En ligne : https://www.bundesregierung.de/breg-de/themen/klimaschutz/nationaler-emissionshandel-1684508

/6/ BMWi (2019) Bundesrat macht Weg frei für Klimapaket. Communiqué de presse du 20.12.2019, En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2019/20191220-bundesrat-macht-weg-frei-fuer-klimapaket.html

/7/  DEHSt (2019 Deutsche Emissionshandelsstelle, Brennstoffemissionshandelsgesetz in Kraft getreten, En ligne : https://www.dehst.de/SharedDocs/news/DE/BEHG-in-kraft.html

Les énergies renouvelables couvrent près de 43 % de la consommation d’électricité au cours des trois premiers trimestres de 2019

Temps de lecture : 6 min

La production à partir des énergies renouvelables augmente de presque 10% et surpasse largement le couple charbon/lignite au cours des trois premiers trimestres de 2019. En revanche, le développement de l’éolien terrestre sera bien en dessous de la valeur cible.  

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Parc éolien Indeland près d´Eschweiler (région d´Aix-la-Chapelle) Source : innogy

Au cours des trois premiers trimestres de 2019, les énergies renouvelables ont couvert ensemble 42,9 % de la consommation brute d’électricité en Allemagne. Il s’agit d’une augmentation de près de 5% par rapport à la même période de l’an dernier (38,1 %). En mars, les énergies renouvelables ont même atteint 52% de la consommation en raison des conditions météorologiques particulièrement favorables pour les éoliennes /1/.

Si les conditions de vent et d’ensoleillement au quatrième trimestre restent à la moyenne des dernières années, la part des énergies renouvelables pourrait s’élever à plus de 42 % de la consommation brute d´électricité pour l’année 2019.

Toutefois, les chiffres record contrastent fortement avec la situation préoccupante du développement des éoliennes terrestres qui est bien en dessous de la valeur cible.

Selon la fédération de l´énergie éolienne BWE /2/, le premier semestre de 2019 a été le plus faible de l’histoire du développement de l’énergie éolienne terrestre. Jusqu´à début octobre, seule une nouvelle capacité de 545 MW avait été mise en service. Cela signifie que la prévision pour l´année 2019 devra être revue à la baisse de manière significative.

Depuis 2016, le nombre de permis délivrés pour les éoliennes terrestres s’est pratiquement effondré selon BDEW /3/. Alors qu’il y a trois ans, 1 228 permis avaient été délivrés au cours des trois premiers trimestres, seuls 351 l’ont été au cours au cours de la même période en 2019, ce qui a fait passer la capacité supplémentaire à 1,3 GW.  Selon les calculs du BDEW, il faudrait toutefois ajouter chaque année entre 2,9 et 4,3 GW d’énergie éolienne terrestre pour atteindre l’objectif d´une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation brute en 2030.

Après une réunion de crise à huis clos avec les différents acteurs du secteur en septembre 2019, le Ministre de l’Économie et de l´Énergie a publié en octobre 2019 un plan pour renforcer le développement de l´éolien terrestre (/4/, /5/). Ce plan prévoit entre autres des mesures pour renforcer l’acceptabilité comme la mise en place d’une règle de distance entre les éoliennes et les habitations, et la participation financière renforcée des communes à l’exploitation des installations éoliennes ainsi que des mesures pour accélérer les procédures d’autorisation.

Les énergies renouvelables surpassent le couple charbon/lignite

La production brute au cours des trois premiers trimestres 2019 a été de 448 TWh, une baisse de 5,3% par rapport à la même période l’an dernier /6/.

Tandis que la production des énergies renouvelables et du couple charbon/lignite était pratiquement à part égale au cours des trois premiers trimestres 2018, la production des énergies renouvelables était presque 50 % supérieure à celle du lignite/charbon au cours de la même période en 2019.  Environ 183 TWh ont été produits à partir du photovoltaïque (PV), de l’éolien et d’autres sources renouvelables soit presque 10% de plus par rapport aux trimestres 1 à 3 de 2018 (166,5 TWh).  La production à base de lignite et de houille a apporté une contribution totale de 125 TWh (171,1 TWh aux trimestres 1 à 3 de 2018).

En revanche, la production d’électricité à partir du gaz naturel a augmenté de plus de 11 % à 66 TWh (trimestre 1 à 3 de 2018 : 59,4 milliards de kWh), principalement en raison de la hausse du prix du CO2. La production du nucléaire était en légère baisse avec 54,2 TWh (trimestres 1 à 3 de 2018 : 56 TWh) /7/.

L’éolien terrestre est la source d’énergie renouvelable la plus importante au cours de la période considérée avec 71,6 TWh (trimestres 1 à 3 de 2018 : 61,4 TWh). Le PV arrive en deuxième position avec 40,5 TWh (trimestres 1 à 3 de 2018 : 39,2 milliards de kWh). L’électricité produite par la biomasse reste inchangée à un peu plus de 33 TWh (trimestres 1 à 3 de 2018  : 33,4 TWh).

L’éolien offshore a enregistré la plus forte hausse avec presque 31% et a contribué pour 16,9 TWh à la production d’électricité au cours des trois premiers trimestres de l’année (trimestres 1 à 3 de 2018 : 12,9 TWh). En raison de la longue phase de sècheresse, la contribution de l’hydroélectricité s’est à nouveau située à un faible niveau avec 15,9 TWh (trimestres 1 à 3 de 2018 : 14,8 TWh).

Références

/1/ BDEW, ZSW (2019), Communiqué de presse du 25.10.2019 : „Erneuerbare decken fast 43 Prozent des Stromverbrauchs“, https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/erneuerbare-decken-fast-43-prozent-des-stromverbrauchs/

/2/ BWE (2019), Bundesverband WindEnergie, Communiqué de presse du 18. 10. 2019 : Albers: „Wir rennen sehenden Auges in eine Stromlücke!“

https://www.wind-energie.de/presse/pressemitteilungen/detail/albers-wir-rennen-sehenden-auges-in-eine-stromluecke/

/3/ BDEW (2019), Communiqué de presse du 8.11.2019 : „Zahl der Woche / Windkraft: Um fast drei Viertel sind die Genehmigungen für Windkraftanlagen an Land seit 2016 gesunken“, https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/zahl-der-woche-windkraft-um-fast-drei-viertel/

/4/ BMWi (2019) Stärkung des Ausbaus der Windenergie an Land. Aufgabenliste zur Schaffung von Akzeptanz und Rechtssicherheit für die Windenergie an Land. Berlin, den 7. Oktober 2019. En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/S-T/staerkung-des-ausbaus-der-windenergie-an-land.pdf?__blob=publicationFile&v=6.

/5/ OFATE (2019) Liste de mesures pour renforcer le développement de l’éolien terrestre. Office franco-allemand pour la transition énergétique. En ligne : https://energie-fr-de.eu/fr/energie-eolienne/actualites/lecteur/liste-de-mesures-pour-renforcer-le-developpement-de-leolien-terrestre.html.

/6/ BDEW (2019) : Monatliche Stromerzeugung in Deutschland, https://www.bdew.de/media/documents/Stromerz_insges_Vgl_VJ_monatlich_online_o_quartalsweise_Ki_22102019.pdf

/7/ BDEW (2019) : Stromerzeugung aus Kernenergie, https://www.bdew.de/media/documents/Stromerz_Kernenergie_Vgl_VJ_monatlich_online_o_quartalsweise_Ki_22102019.pdf

 

La mise en service de la nouvelle centrale à charbon « Datteln 4 » en Rhénanie-du-Nord-Westphalie est une pierre d’achoppement (mise à jour le 09. 06. 2020)

Temps de lecture : 7 minutes

Après une phase d’essais, la mise en service commerciale de la nouvelle centrale à charbon « Datteln 4 » a commencé le 30 mai 2020. Après discussion avec Uniper (filiale du groupe finlandais Fortum depuis peu), le gouvernement fédéral avait finalement donné le feu vert.

Cette mise en service est une gageure en termes de communication mais techniquement pas totalement déraisonnable.

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Centrale à charbon Datteln 4 (source Uniper)

Le site de Datteln en Rhénanie-Westphalie

Le site de Datteln en Rhénanie-du-Nord-Westphalie se compose de 4 centrales à charbon. Les tranches 1 à 3, représentaient une puissance nette totale d´environ 303 MW. Ces centrales n´ont pas seulement fourni de l´électricité mais aussi l´énergie électrique pour le chemin de fer et l´énergie pour le chauffage urbain. Les trois tranches mises en service dans les années soixante ont été déclassées en 2014.

La tranche Datteln 4 a été construite pour remplacer ces trois centrales arrêtées. C´est l´une des centrales au charbon les plus modernes et les plus efficaces en Europe avec un rendement électrique de plus de 45 % et un rendement global allant jusqu’à 60 % grâce à la cogénération /1/.

Sur la puissance de 2400 MWth et de 1100 MWe brute, 413 MW (~ 40%) seront mis à disposition pour l´alimentation électrique des chemins de fer (16,7 Hz), et 642 MW (~ 60%) seront injectés dans le réseau public. En outre, jusqu’à 380 MWth seront utilisés pour la cogénération pour le chauffage urbain, ce qui porterait le taux d’utilisation du combustible à 60%.

La centrale Datteln 4, qui aurait dû démarrer en 2011, a pris beaucoup de retard à cause d’interminables litiges juridiques et de pannes techniques.

En janvier 2017, l´autorité compétente du Land Rhénanie-du-Nord-Westphalie a finalement délivré l´autorisation permettant l’achèvement de la construction de la centrale et sa mise en service, Uniper possède donc un droit légal à la mise en service.

Environ 1,5 milliard d’Euros ont été investis par Uniper dans cette centrale.

Quels sont les intérêts d’Uniper ?

La mise en service de la nouvelle centrale ne modifierait pas la date butée de sortie du charbon, soit 2038, décidée par le gouvernement fédéral en janvier 2020 / 2/ mais Uniper pourrait s´assurer un revenu entre-temps.

La nouvelle centrale fournira l´électricité non seulement pour le réseau public mais aussi pour le chemin de fer allemand (Deutsche Bahn) et en outre l´énergie pour le chauffage urbain des zones résidentielles avoisinantes.

Une centrale au charbon moderne comme Datteln 4 émet, grâce à son rendement supérieur, environ 15 % CO2/ kWh de moins qu´une ancienne centrale à charbon. La consommation d’électricité stagnant en Allemagne, par la logique dite de « merit order » Datteln 4 écartera du marché d´autres centrales à charbon plus polluantes et moins compétitives.

Où est le problème ?

Une Commission gouvernementale, aussi appelée « Commission Charbon », a préconisé début 2019 que la production d’électricité à partir du lignite et de la houille soit progressivement réduite, de sorte que la capacité des centrales sur le réseau fin 2022 sera d’environ 30 GW (15 GW de lignite et 15 GW de houille), 17 GW fin 2030 (9 GW de lignite et 8 GW de houille) et zéro GW au plus tard à la fin 2038 /2/.

De plus la « Commission charbon » avait recommandé qu’une solution soit trouvée avec les exploitants afin que les centrales à charbon en construction ne puissent plus être raccordées au réseau. Cela ne s’appliquerait en fait qu’à une seule centrale : Datteln 4.

La « Commission Charbon » a ainsi répondu en particulier aux préoccupations exprimées par les groupes environnementaux. Ces groupes sont bien entendu contre une mise en service de Datteln 4 considérée comme une « attaque » contre le compromis laborieusement négocié par la « Commission Charbon ».

Dans le débat actuel sur le climat et compte tenu des recommandations de la commission charbon, toute nouvelle mise en service d´une centrale à charbon représente une gageure en communication pour le gouvernement. Ce feu vert pour le raccordement au réseau est l´exact contraire de la recommandation de la « Commission Charbon ».

Début avril 2020, selon l´agence fédérale des réseaux /3/, 18,6 GW de centrales à charbon et 18 GW à lignite ont été actifs sur le marché de l´électricité. En outre, 2,3 GW de centrales au charbon et 2,7 GW de centrales au lignite constituaient la réserve stratégique hors marché et 1,7 GW de centrale à charbon ont été provisoirement déclassés. Avec la mise en service de Datteln 4, la capacité des centrales à charbon au réseau passe à 19,7 GW. Il faudrait donc au moins arrêter 4,7 GW de centrales à charbon d´ici 2022 au plus tard.

Le gouvernement fédéral a donné le feu vert

Sur le site web du ministère fédéral de l´économie et de l´énergie /4/ on peut lire : « Après des discussions avec Uniper, le ministère fédéral de l’économie et de l’énergie est arrivé à la conclusion qu’une telle solution (pas de mise en service de Datteln 4) ne serait pas appropriée. Il est plus logique de mettre d’abord hors service les vieilles centrales à charbon inefficaces que de ne pas mettre en service la très moderne centrale de Datteln 4 et de verser une forte compensation pour cela. ….aucune émission supplémentaire n’est à prévoir, même lorsque Datteln 4 sera mise en service ».

Le gouvernement a l’intention de fermer d’autres centrales à charbon plus tôt que prévu sans toutefois préciser lesquelles.

Selon un communiqué de presse du groupe finlandais Fortum /5/, dont Uniper est une filiale, Uniper compte arrêter d’ici à 2025 toutes ses autres centrales au charbon (2,9 GW) en Allemagne.  Déjà d´ici fin 2022, les anciennes centrales à charbon Scholven (Gelsenkirchen) et Wilhelmshaven (au total ~ 1,5 GW), bien plus polluantes que Datteln 4, seraient retirées du réseau.

En fin de compte, l´arrêt de Datteln 4 aurait eu une valeur symbolique élevée, mais aurait été très coûteuse pour le contribuable.

Références

/1/ Uniper (2019) Kraftwerk Datteln 4, en ligne : https://www.uniper.energy/de/datteln-4

/2/ Allemagne-Energies (2020) La sortie du charbon coûtera 50 Mrds d´Euros – le Conseil des ministres allemand approuve le projet de loi (Kohleausstiegsgesetz) le 29 janvier 2020. En ligne : https://allemagne-energies.com/2020/02/03/la-sortie-du-charbon-coutera-50-milliards-deuros-le-conseil-des-ministres-allemand-approuve-le-projet-de-loi-kohleausstiegsgesetz-le-29-janvier-2020/.

/3/ BNetzA (2020), Kraftwerksliste, Bundesnetzagentur, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html

/4/ BMWi (2020) Fragen und Antworten zum „Kohleausstiegsgesetz“, en ligne :https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/FAQ/Kohleausstiegsgesetz/faq-kohleausstiegsgesetz.html

/5/ Fortum (2020) Fortum’s statement on the commissioning of the Datteln 4 power plant, Fortum corporation online news 29.05.2020, en ligne : https://www.fortum.com/media/2020/05/fortums-statement-commissioning-datteln-4-power-plant

 

Allemagne : La charge de soutien aux énergies renouvelables électriques augmente de 5,5% en 2020

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Parc éoliens offshore Arkona en Mer Baltique (source E.ON)

Temps de lecture : 7 minutes

  • La charge de soutien aux énergies renouvelables électriques (EEG-Umlage) augmente de 5,5% à 67,56 €/MWh en 2020 (2019 : 64,05 €/MWh)
  •  La charge de soutien au développement des réseaux offshore (Offshore – Netzumlage) s’élève à 4,16 €/MWh et correspond à la valeur de l’année précédente
  • Les ménages allemands paient la charge de soutien directement par le prix de l’électricité, lequel avec 30,88 €ct/kWh contre 17,65 €ct/kWh en France au premier semestre 2019, est le plus cher d’Europe selon Eurostat /1/. La part de la fiscalité s´élève à 53%, dont plus de 40% pour la charge de soutien aux énergies renouvelables.

Les quatre gestionnaires des réseaux de transport (GRT) 50Hertz, Amprion, TenneT et TransnetBW ont publié /2/, /3/ pour 2020 la charge de soutien aux énergies renouvelables (EEG – Umlage) et la charge de soutien au développement des réseaux offshore (Offshore – Netzumlage).

La base de calcul de la charge de soutien au développement des réseaux offshore repose sur les coûts prévisionnels de dédommagement des exploitants de parcs offshore non raccordés dans les temps d’une part, et les coûts prévisionnels pour la construction et l’exploitation des liaisons électriques des parcs offshore – auparavant inclus dans le tarif d´utilisation du réseau- d´autre part. Pour 2020, les calculs donnent un montant d’environ 1,6 milliard d’Euros.

La charge de soutien aux énergies renouvelables est calculée à partir de la différence entre le prix de l’électricité du marché et le prix de rémunération que les exploitants des installations d´énergies renouvelables électriques reçoivent.

Le calcul de la charge de soutien est basé sur les prévisions de la production d’électricité à partir des énergies renouvelables ainsi que sur la consommation électrique attendues en 2020. Les GRT s’attendent à une augmentation de la capacité d’énergie renouvelable de 5,6 GW en 2020, soit légèrement inférieure à celle de l’an dernier (5,8 GW). La croissance globale sera également ralentie en 2020 par les faibles prévisions de développement de l’éolien terrestre. En conséquence, la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables augmentera d´environ 9 TWh, soit 4 % (/2/, /4/).

Globalement, les GRT prévoient une indemnisation totale de 33,6 milliards d’Euros pour les exploitants d’énergies renouvelables en 2020. Les recettes de commercialisation de l’électricité verte au marché devraient s’élever à environ 9,0 milliards d’Euros. La différence, soit le montant de 24,6 milliards d’Euros ou de 6,825 €ct/kWh constitue les charges de soutien réelles aux énergies renouvelables.

Pour le calcul final des charges de soutien, on tient compte des provisions non utilisées sur le « compte EEG » et de la réserve de liquidité (Liquiditätsreserve).

Depuis 2012, la réserve de liquidité permet aux gestionnaires des réseaux d’amortir les fluctuations sur le « compte EEG » liées aux incertitudes sur les indemnités à payer aux exploitants d´énergies renouvelables dans l´année qui suit. Elle s´élève normalement à 10% de la charge de soutien aux énergies renouvelables. En 2020, la réserve de liquidité a été fixée à 8,0 % au lieu de 10%. Sa part à la charge de soutien est donc 0,549 €ct/kWh.

Les provisions non utilisées en 2019 ont été placées sur le « compte EEG » des gestionnaires de réseaux, actuellement en positif de 2,19 milliards d´ Euros mais environ 40% plus bas qu´en 2018. Cette provision du « compte EEG » sert à réduire les charges de soutien finales de 2020 de 0,618 €ct/kWh.

La figure 1 montre la répartition de la charge de soutien aux énergies renouvelables en 2020

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Figure 1 : Répartition des charges de soutien aux énergies renouvelables en 2020 hors TVA

La figure 2 montre l´évolution des charges de soutien aux énergies renouvelables depuis 2010, lesquelles ont plus que triplé. Le montant de la charge est resté relativement stable ces dernières années alors que la production d´électricité d’origine renouvelable a continué de progresser. Selon le Ministre Fédéral de l´Économie et de l´Énergie /4/, les nombreuses révisions de la loi sur les énergies renouvelables (EEG) ont rendu leur développement beaucoup plus abordable.

A titre de comparaison, le montant prévisionnel des charges de service public de l’énergie en France s’élève à 7,916 milliards d´Euros au titre de l’année 2020 selon la Commission de Régulation de l’Énergie /5/. Le soutien aux énergies renouvelables électriques, comparable à la charge de soutien allemande, représente 65 % de ce montant, soit 5,166 milliards d´Euros.

La charge de soutien aux énergies renouvelables en Allemagne est principalement supportée par les ménages et l’industrie non privilégiée. L´industrie électro-intensive est protégée sous forme d´un dégrèvement partiel qui se chiffre en milliards d´Euros.

La consommation totale des ménages allemands s´élèvera à environ 126 TWh en 2020 selon /6/. Si les fournisseurs d’électricité répercutaient intégralement l´augmentation de la charge de soutien aux énergies renouvelables de 0,351 €ct/kWh par rapport à 2019 sur les consommateurs, le prix de soutien des énergies renouvelables électriques pour l’ensemble des ménages allemands augmenterait d´environ  526 millions d’Euros, 19% TVA comprise car le fisc taxe la charge de soutien. Le revenu supplémentaire pour l’Etat par la TVA s’élèverait à environ 84 millions d’Euros. A chaque kilowattheure consommé l’Etat gagnerait alors presque 0,07 cent de plus.

Fig 2 EEG Umlage
Figure 2 : Évolution des charges de soutien aux énergies renouvelables entre 2010 et 2024 hors TVA

Les prévisions à partir de 2021 ne tiennent pas encore compte de la décision du gouvernement de réduire la charge de soutien de 0,25 €ct/kWh en vue de soulager les consommateurs compte tenu de l´introduction d´un prix carbone pour les émissions de CO2 dans les secteurs des transports et de chauffage/refroidissement non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émission /7/. Cette baisse est jugée insuffisante par la Fédération allemande des industries de l’énergie et de l’eau (BDEW) /8/.

 Références

 /1/ Eurostat (2019)

Prix de l’électricité pour client résidentiel – données semestrielles (à partir de 2007) [nrg_pc_204], Tranche 2500 kWh < Consommation > 5000 kWh, https://ec.europa.eu/eurostat/fr/data/database

 /2/ BNetzA (2019)

Bundesnetzagentur, Communiqué de presse du 15.10.2019 : EEG – Umlage 2020 beträgt 6,756 ct/kWh, EEG-Umlage auf Niveau der Jahre 2017-2018, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2019/20191015_EEG.html?nn=265778

/3/ Plateforme d´information des 4 gestionnaires des réseaux de transport en Allemagne (2019) : EEG – Umlage 2020, https://www.netztransparenz.de/EEG/EEG-Umlagen-Uebersicht/EEG-Umlage-2020

/4/ BMWi (2019)

Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, Communiqué de presse  du 15.10.2019 :  Altmaier: „Schrittweise Absenkung der EEG-Umlage notwendiger Schritt“, https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2019/20191015-schrittweise-absenkung-eeg-umlage-notwendiger-schritt.html

 /5/ CRE (2019)

Commission de régulation de l’énergie, Délibération N°2019-172, Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 11 juillet 2019 relative à l’évaluation des charges de service public de l’énergie pour 2020,

https://www.cre.fr/recherche?search_form%5BcontentType%5D=cre.search.publication_types.all&search_form%5BsearchText%5D=CSPE+2020&search_form%5BstartDate%5D=&search_form%5BendDate%5D=

 /6/ IE Leipzig (2019)

Leipziger in Institut für Energie , Mittelfristprognose zur deutschlandweiten Stromabgabe an Letztverbraucher 2020 bis 2024, https://www.netztransparenz.de/portals/1/2019-10-11_Endbericht_IE-Leipzig.pdf

 /7/ Allemagne-Energies

L´Allemagne met en place un « prix carbone » et fixe les émissions annuelles de CO2 à l´horizon de 2030, https://allemagne-energies.com/2019/10/16/lallemagne-met-en-place-un-prix-carbone-et-fixe-les-emissions-annuelles-de-co2-a-lhorizon-de-2030/

/8/ BDEW (2019)

Communiqué de presse du 15.10.2019 : BDEW zur EEG-Umlage: Runter mit der Steuerlast,

https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/bdew-zur-eeg-umlage-runter-mit-der-steuerlast/