Transition énergétique allemande, Energiewende Deutschland, sortie du nucléaire, énergies renouvelables, économies d´énergie, réduction des émissions de gaz à effet de serre
Les coûts des actions d´équilibrage menées par les gestionnaires du réseau de transport (GRT) ont été en forte hausse en 2021, s´élevant à presque 2,3 Md€ (2020 : 1,4 Md€). En cause la sortie du nucléaire, l´injection accrue d´électricité renouvelable intermittente et la lente modernisation du réseau électrique.
Le déclassement progressif des centrales conventionnelles réduit la capacité de compensation de la puissance réactive, nécessaire pour le maintien de la tension dans les réseaux de transport. En absence d´ autres solutions techniques permettant de maintenir la stabilité du système électrique avec une capacité réduite de centrales conventionnelles, l´Agence Fédérale des Réseaux doit s´appuyer sur des centrales en réserve stratégique et des centrales déclassées converties en déphaseur rotatif.
Pour pallier la congestion du réseau suite au déséquilibre géographique entre la production éolienne dans le nord et les centres de consommation du sud et de l´ouest du pays, les besoins de centrales de réserve ont été évalués à 8264 MW pour l´hiver 2022/2023 et à 5361 MW pour l´ hiver 2023/2024.
Pour l´hiver 2022/2023, les besoins en réserve de réseau ne pourront pas être couverts exclusivement par des centrales de réserve allemandes. L’acquisition de puissance de réserve supplémentaire à l´étranger sera donc nécessaire.
Westfalen unité E (à droite) : centrale à houille de 765 MW nets, près de la ville de Hamm en Rhénanie-du-Nord-Westphalie, mise en service 2014, arrêt de l´exploitation commerciale début 2021, classement en « importance systémique » par l´Agence Fédérale des Réseaux, la centrale sera convertie en déphaseur rotatif courant 2022 pour contribuer à la stabilité du réseau par la fourniture/absorption de puissance réactive jusqu´au moins 2027, source RWE
Le réseau de transport est la « colonne vertébrale » du système électrique de chaque pays. Le réseau de transport en Allemagne se compose de quatre régions. Leur gestion est confiée à quatre gestionnaires du réseau de transport (les GRT) qui assurent l´acheminement de l´électricité et la sécurité du système, chacun dans une partie du territoire allemand : TenneT, Amprion, 50Hertz et TransnetBW .
Amprion a la fonction de leader de l´équilibrage du réseau du pays entier et assure la coordination non seulement entre les trois autres GRT allemands mais aussi avec les GRT d´autres pays européens (entre autres RTE).
La sortie du nucléaire et l´injection accrue d´électricité renouvelable intermittente notamment dans le nord du pays a provoqué un net déséquilibre géographique entre la production éolienne dans le nord et les centres de consommation du sud et de l´ouest du pays.
Des forts flux nord – sud d´électricité apparaissent en cas d´injection importante d´électricité d´éolien dans le nord de l’Allemagne et, parallèlement, d´une forte demande d´électricité et d´une très faible injection de photovoltaïque dans le sud du pays. Ces situations conduisent souvent à une congestion du réseau et ont entraîné une hausse des coûts des actions correctives depuis 2015.
Les mesures à disposition des GRT pour assurer l´équilibrage du réseau dans leur périmètre de responsabilité comprennent /2/ :
Redispatching : réduction ou augmentation de la production d’électricité à partir de centrales conventionnelles (> 10 MW) avec remboursement des coûts. Le but est de modifier les flux physiques afin de réduire les congestions du réseau de transport.
Countertrading (échanges de contrepartie) : mesure commerciale consistant en la modification du plan de production/charge de deux actifs de façon symétrique (augmentation pour l’un de ses actifs et diminution pour l’autre), permettant de modifier les flux physiques sur le réseau de transport
Centrales de réserve : utilisation des centrales électriques de réserve pour se procurer l’électricité de redispatching manquante, avec remboursement des coûts.
Feed-in management (EinsMan) : si les mesures ci-dessus sont insuffisantes, écrêtement de la production d´énergies renouvelables et de la cogénération à la demande du GRT avec compensation pour éviter une congestion du réseau
Si ces mesures ne suffisent plus pour réduire les congestions du réseau, les GRT peuvent procéder à des mesures d´adaptation : ajustement des injections d´électricité et/ou des approvisionnements en électricité, sans compensation.
En 2021, les coûts des actions d´équilibrage ont atteint presque 2,3 Md€ soit une augmentation de 60 % par rapport à l´année précédente. Notamment les coûts de mesures de Redispatching ont presque doublé. De plus, en hiver 2020/2021, le plus grand nombre d´interventions des centrales de réserve stratégique a été enregistré depuis la création de cette réserve. La forte hausse du prix de gros au second semestre 2021 a également eu un impact sur les coûts notamment du Countertrading et du Redispatching.
La figure 1 montre l´évolution des coûts relatifs à la stabilisation du réseau. Les coûts sont composés de trois éléments : les coûts pour la mise à disposition et le fonctionnement des centrales conventionnelles de réserve stratégique (~ 492,1 M€ en 2021), le Redispatching & Countertrading (~ 986,4 M€ en 2021) et l´indemnisation des producteurs d´énergies renouvelables pour l´écrêtement de leur production (~ 807,1 M€ en 2021). L´écrêtement concerne principalement l´éolien terrestre suivi par l´éolien en mer.
Figure 1 : évolution des coûts de stabilisation du réseau
Toutefois, comme les exploitants peuvent faire valoir leurs droits dans un délai de trois ans, les chiffres de 2019 à 2021 sont provisoires.
Ces coûts sont supportés par le consommateur par le biais du tarif d´utilisation du réseau.
La stabilité du système électrique repose actuellement sur les grandes masses tournantes, les alternateurs des centrales conventionnelles, qui assurent entre autres la compensation de la puissance réactive, nécessaire pour le maintien de la tension dans les réseaux de transport.
Suite à l´abandon progressif des moyens pilotables conventionnels et en absence d´autres solutions techniques permettant de maintenir la stabilité du système électrique, l´Agence Fédérale des Réseaux doit s’appuyer sur des centrales en réserve stratégique et des centrales déclassées converties en déphaseur rotatif.
A titre d´exemple, les deux centrales déclassées Heyden 4 et Westfalen E seront converties en déphaseur rotatif et pourront ainsi contribuer à la stabilité du réseau par la fourniture ou absorption de puissance réactive /3/. Le fonctionnement en tant que déphaseur ne nécessite plus de bruler du charbon dans les centrales.
Pour éviter la congestion du réseau suite au déséquilibre géographique entre la production éolienne dans le nord et les centres de consommation du sud et de l´ouest du pays, les besoins en centrales de réserve pour l´hiver 2022/2023 ont été évalués à 8264 MW et à 5361 MW pour l´hiver 2023/2024 /1/.
Pour l´hiver 2022/2023, les besoins en réserve de réseau ne pourront pas être couverts exclusivement par des centrales de réserve allemandes. L´acquisition de puissance de réserve supplémentaire à l´étranger sera donc nécessaire.
Le besoin en centrale de réserve pour l´hiver 2023/2024 est plus bas par rapport à l´hiver précédant car l´évaluation tient compte des progrès dans la modernisation du réseau de transport et des dispositifs supplémentaires de compensation de puissance réactive.
Le besoin en centrale de réserve pour l´hiver 2023/2024 sera à nouveau évalué dans la prochaine analyse de système et éventuellement adapté.
Selon la Cour des Comptes, les objectifs climatiques de l´Allemagne sont en danger. « Jusqu´à présent, le gouvernement fédéral n´a pas assuré une coordination et un pilotage suffisants de sa politique de protection du climat », déclare le président Kay Scheller à propos de la publication du rapport spécial /1/. Presque toutes les mesures de protection du climat manquent de critères sur la quantité d´émissions de gaz à effet de serre qu´elles doivent permettre d´économiser. La coordination interministérielle de la transition énergétique est insuffisante. Des milliards d´Euros ont été dépensés pour des programmes de soutien inefficaces en matière de protection du climat.
La Cour des Comptes prodigue des conseils au nouveau gouvernement fédéral en fonction depuis décembre 2021 pour un pilotage plus ciblé des actions climatiques afin que l´Allemagne puisse atteindre ses objectifs ambitieux.
Bâtiment de la Cour des Comptes – Succursale de Potsdam, Source : Bildquelle: Bundesrechnungshof
Le rythme actuel de réduction des émissions ne permet pas d´atteindre la neutralité climatique d´ici 2045
L´Allemagne veut atteindre la neutralité climatique à l´horizon de 2045. Mais cela ne sera possible qu´en accélérant le rythme d´action. En 2021, les émissions de gaz à effet de serre ont augmenté d´environ 4,5% par rapport à 2020 /2/, /3/. Depuis 2010, la réduction moyenne n´a même pas atteint 2% par an. Pour atteindre les objectifs de 2030, il faudra désormais réduire les émissions de 6% par an.
Selon la Cour des Comptes, avec les mesures décidées actuellement l´Allemagne risque de manquer de manière significative ses objectifs climatiques pour 2030. Au lieu d´une réduction des gaz à effet de serre de 65% par rapport à 1990 seuls – 49% seront probablement atteints et – 67% au lieu de – 88% en 2040.
Figure 1 : les réductions des émissions de gaz à effet de serre actuellement pronostiquées sont nettement inférieures aux objectifs cibles
Le nouveau gouvernement fédéral en fonction depuis décembre 2021 a certes annoncé un rythme plus soutenu et des mesures supplémentaires /4/. Selon la Cour des Comptes cela ne suffira pas à combler le « gap climatique » compte tenu de la mauvaise coordination interministérielle des actions en matière de climat.
L´efficacité des mesures de protection du climat est incertaine
Le gouvernement sortant a contrecarré les objectifs climatiques en autorisant des subventions nuisibles pour le climat à hauteur de plusieurs milliards d´Euros. Ainsi, selon le Ministère Fédéral des Finances, seules les subventions de 16 Md€ de l´année dernière auraient présenté un effet positif sur les objectifs climatiques. Il s´agissait entre autres de la fermeture des centrales à charbon et du renforcement des directives européennes, par exemple concernant le commerce européen des droits d´émissions.
En parallèle, des subventions à hauteur de 65 Md€ en 2018 ont été jugées nuisibles pour la protection du climat par l´Agence Fédérale de l´Environnement /5/. La Cour des Comptes recommande de supprimer ces subventions.
La Cour des Comptes demande une meilleure coordination interministérielle
Le gouvernement fédéral doit améliorer la coordination interministérielle, souligne la Cour des Comptes. Pour cela, il doit coordonner étroitement les activités de tous les ministères concernés. En outre, il doit s´occuper plus intensivement que jusqu´à présent des effets sur la protection du climat des programmes de soutien décidés. Toutes les mesures mises en place doivent contribuer à la réduction des gaz à effet de serre de manière vérifiable et économique. Il faut orienter l´argent de l´État là où il déploie un maximum d´efficacité. Pour que la coordination soit efficace, les informations sur les activités de protection du climat des différents ministères doivent être rassemblées en un organe central de contrôle.
Recommandations pour le nouveau gouvernement fédéral
Le rapport spécial de la Cour des Comptes se base sur les résultats d´un audit réalisé au cours de la précédente législature, le gouvernement de Mme Merkel. A l´époque, le Ministère Fédéral de l’Environnement était responsable de la coordination des mesures de protection du climat.
Les recommandations de la Cour des Comptes s´adressent au nouveau gouvernement fédéral en fonction depuis décembre 2021. Celui-ci doit piloter sa politique de protection du climat de manière ciblée – afin que l´Allemagne puisse atteindre ses objectifs climatiques.
La sécurité d´approvisionnement et d´accessibilité financière de l´énergie sont à la une. Si les mesures de protection du climat sont économiquement inaccessibles et socialement inacceptables, et si en outre l´argent est investi dans des mesures inefficaces pour la protection du climat, cela compromet le processus de la transition énergétique et l´acceptation sociétale.
Jusqu´à présent, la priorité de la transition énergétique a été la protection du climat. Avec l´invasion de l´Ukraine par la Russie, le développement massif des énergies renouvelables devient une question stratégique aussi pour réduire la dépendance aux importations d´énergies fossiles.
Lors du bilan d´ouverture sur la protection du climat présenté en janvier 2022, le Ministre Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat a annoncé un programme d´urgence comportant différentes réformes /1/ avec pour mesure phare l´amendement à la loi sur les énergies renouvelables (EEG 2023).
Le paquet législatif de plus de 500 pages appelé « paquet de Pâques » (Osterpaket), adopté par le cabinet des ministres le 6 avril 2022, veut poser la base d´un approvisionnement en électricité quasi climatiquement neutre en 2035 /2/. Un deuxième paquet de mesures dit « paquet d´été » (Sommerpaket) est prévu courant 2022 et sera focalisé sur la réduction de la lourdeur administrative des projets.
Il est prévu que les énergies renouvelables couvrent 80% de l´électricité consommée en 2030. Suite à l´électrification accrue des autres secteurs de l´économie, le gouvernement prévoit une forte hausse de la demande annuelle d´électricité à 750 TWh à l´horizon de 2030 soit environ 180 TWh de plus par rapport à 2021. L´objectif de 80% implique en moins de 10 ans une augmentation de la part des énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité à environ 600 TWh contre 234 TWh en 2021.
Pour limiter la hausse des prix de l´électricité, la charge de soutien aux énergies renouvelables sera supprimée au 1er juillet 2022.
La guerre en Ukraine a souligné une fois de plus l´importance des stocks stratégiques, notamment pour le gaz. C´est pour cela que le gouvernement fédéral prévoit d´imposer à l´avenir des stocks suffisants de gaz avant l´hiver.
La stratégie actuelle du gouvernement allemand prévoit l´abandon définitif du nucléaire fin 2022 et des centrales à charbon en 2030, dans l´idéal. Pour pallier les fortes variations de production des énergies renouvelables intermittentes, des centrales à gaz/hydrogène ont été prévues en backup. La flambée du prix du gaz et les efforts pour s´émanciper de la forte dépendance au gaz russe ébranlent la stratégie actuelle.
Le Ministère Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat analyse actuellement avec l´Agence Fédérale des Réseaux et les Gestionnaires de Réseaux de Transport l´impact d´une disponibilité limitée du gaz sur la sécurité de l´approvisionnement en électricité l´hiver prochain et les mesures à prendre.
Parc éolien « Amrumbank West », 35 km au nord-ouest de l´île d´Heligoland en Mer du Nord, puissance électrique 302 MW, mis en service 2015, source RWE
Mesures phares de l´amendement à la Loi sur les Énergies Renouvelables du secteur électrique (EEG 2023)
L´avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables du secteur électrique 2023 vise une production nationale d´électricité quasiment neutre en carbone dès 2035, c´est-à-dire qu´elle doit être presque entièrement assurée par des énergies renouvelables /2/. Pour y arriver, l´objectif de la part des énergies renouvelables a été relevé à 80% de la consommation brute d´électricité d´ici 2030.
Des efforts massifs sont nécessaires pour atteindre cet objectif. Suite à l´électrification accrue des autres secteurs de l´économie, le gouvernement prévoit une forte hausse de la demande d´électricité à 750 TWh en 2030 contre environ 570 TWh en 2021. En moins d´une décennie il faudra plus que doubler la part des énergies renouvelables dans la consommation brute.
Leur part devra donc passer de 234 TWh en 2021 à environ 600 TWh pour atteindre l´objectif de 2030 /2/. La figure 1 montre à titre indicatif la répartition entre la consommation d´énergies renouvelables et d´énergies conventionnelles en 2021 et 2030.
Figure 1 : part des énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité en 2021 et prévisions en 2030
Le tableau 1 montre l´accroissement des capacités d´éolien terrestre et en mer ainsi que du photovoltaïque à l´horizon de 2045 fixé dans les projets de loi /2/.
En matière de biomasse une capacité de 8,4 GW est visée en 2030 contre environ 9 GW actuellement. La biomasse sera davantage axée sur des centrales de pointe très flexibles, afin que la bioénergie puisse jouer son rôle au service du système et contribuer davantage à la sécurité de l´approvisionnement en électricité.
Tableau 1 : accroissement des capacités d´éolien terrestre et maritime ainsi que du photovoltaïque
L´objectif de 2045 du projet de loi EEG 2023 ressemble au scénario B/C 2045 du projet du plan de développement du réseau de transport /3/. Ce scénario décrit une transformation du système énergétique dans laquelle l´électricité est utilisée bien au-delà de ses applications actuelles et joue un rôle central, par exemple, dans les transports lourds et la production de la chaleur industrielle. La demande d´électricité est supposée en forte hausse, dépassant les 1100 TWh, tirée par l´usage des nouveaux consommateurs d´électricité et notamment d´une production nationale d´hydrogène importante. Les capacités présumées par les gestionnaires de réseaux de transport sont 150 GW pour l´éolien terrestre, 71 GW pour l´éolien en mer et 395 GW pour le photovoltaïque.
La part de 80% d´énergies renouvelables à la consommation brute en 2030 nécessite une forte augmentation des ajouts bruts annuels /2/. En plus il faut tenir compte du fait que les anciennes installations qui ont cessé de bénéficier du mécanisme de soutien après 20 ans, seront déclassées dans les prochaines années. Dans ce contexte, le projet de loi précise également l´augmentation conséquente des volumes des futurs appels d´offres éolien et photovoltaïque et renforce la participation des communes dans ces projets
La figure 2 montre les ajouts annuels pour l´éolien terrestre, maritime et le photovoltaïque réalisés entre 2010 et 2021 et prévus à partir de 2022.
Le nouvel objectif d´un approvisionnement en électricité presque 100% renouvelable d´ici 2035 nécessiterait donc un quadruplement des ajouts annuels moyens par rapport à la période de 2010 à 2021, un défi gigantesque.
Le gouvernement a l´intention de créer un environnement favorable sur le marché et supprimer les obstacles administratifs. Actuellement les procédures d´approbation d´ éolien terrestre sont beaucoup trop longues. Le gouvernement s´est engagé à supprimer une partie des obstacles qui pèsent sur les procédures d´autorisation et faciliter la planification des projets.
Il est temporairement prévu de classer leur développement comme « intérêt public majeur », afin d´être réévalué par rapport à d´autres enjeux, même celui de la protection de la nature ou des espèces.
En ce qui concerne le photovoltaïque, il est prévu d´améliorer les conditions de développement par un ensemble de mesures pour les différents types d´installations (installations en toiture, installations au sol). De nouvelles surfaces seront mises à disposition pour son développement. Outre les volumes appelés, les seuils de minimis pour les appels d´offres seront augmentés. Les nouvelles installations en toiture qui injectent entièrement leur électricité dans le réseau bénéficieront d´une rémunération plus élevée.
Dans l´intérêt de la diversité des acteurs, de l´acceptation sur place et de la réduction de la bureaucratie, les sociétés de citoyens (Société ≥ 10 personnes privées, majorité des voix détenue par des personnes présentes localement) seront exemptées d´appels d´offres dans la limite de 18 MW pour les projets d´éolien et de 6 MW pour les projets de photovoltaïque (règle de minimis pour les aides d´État de l´UE).
L´État souhaite en outre s´engager progressivement dans ce que l´on appelle les contrats pour la différence (Contracts for Difference – CfDs) : l´électricité produite sera vendue sur le marché de gros. Si le prix du marché est inférieur à la rémunération garantie, la différence est remboursée à l´exploitant (complément de rémunération). Si le prix de gros est supérieur, l´exploitant reversera l´excédent dépassant la rémunération garantie par kWh.
Suppression de la charge de soutien aux énergies renouvelable (EEG – Umlage) au 1er juillet 2022
Pour limiter la hausse des prix de l´électricité, le gouvernement a adopté le 9 mars 2022 un projet de loi visant à anticiper la suppression de la charge de soutien au 1er juillet 2022 /4/. Les fournisseurs d´électricité seront tenus de répercuter l´intégralité des économies réalisées au consommateur final.
Le soutien aux énergies renouvelables sera dans l´avenir financé par l´État grâce aux recettes de la taxe carbone sur les émissions des produits combustibles non couverts par le système européen d´échange de quotas d´émissions. Selon une première estimation, l´État devrait financer de l´ordre de 46 Md€ pour la période 2023-2026 et entre 72 et 81 Md€ pour la période de 2026 à 2030. Les estimations dépendent fortement de l´hypothèse du prix de l´électricité au marché de gros.
Développement du réseau de transport
Suite à l´accélération du développement des énergies renouvelables, il faut s´attendre à une nouvelle hausse des besoins en réseaux. C´est pour cela que le « paquet de Pâques » comprend également une actualisation du plan fédéral des besoins qui détermine l´extension du réseau de transport.
Règlement sur les stocks suffisants de gaz avant l´hiver.
Le code de l´énergie sera amendé par un règlement qui imposera des stocks suffisants de gaz avant l´hiver afin de détendre la situation d´approvisionnement sur le marché du gaz.
Le ministère fédéral de l’Économie prévoit que les niveaux de remplissage des stocks de gaz atteignent au moins 65% début août, 80% début octobre et 90% début décembre. Début février, les stocks devraient encore être remplis à 40%.
Suite de la procédure
Suite à la décision du gouvernement du 9 mars 2022 de supprimer la charge de soutien aux énergies renouvelable, la procédure législative a été lancée en vue d´une entrée en vigueur de la loi avant le 1er juillet 2022.
Concernant le paquet législatif adopté par le cabinet des ministres le 6 avril 2022, l´achèvement de la procédure législative est visé avant les vacances d´été, afin que les négociations avec la Commission Européenne puissent avoir lieu au second semestre en vertu des règles de l´UE en matière d´aides d´État. L´approbation est attendue fin 2022 et une entrée en vigueur des lois au 1er janvier 2023.
Parc Arkona en Mer Baltique (puissance électrique 385 MW), mis en service 2019/source : RWE Renewables
Le bureau d´études Deutsche WindGuard a publié le bilan 2021 de l´éolien terrestre et en mer sur le territoire allemand /1/. Le texte ci-dessous résume les résultats les plus importants.
Fin 2021, la capacité raccordée au réseau atteint presque 64 GW, soit 56,1 GW sur terre (28230 éoliennes) et 7,8 GW en mer (1501 éoliennes). Selon les chiffres de Deutsche WindGuard, la production baisse de 13% par rapport à 2020 à environ 122 dont 96 TWh pour l´éolien terrestre et 26 TWh pour l´éolien en mer. Cela correspond, lissé sur l´année, à environ un cinquième de la production d´électricité totale /2/.
La nouvelle coalition au pouvoir outre-Rhin a l´intention de rehausser les objectifs en matière de l´énergie éolienne. D´ici 2030, il est prévu d´augmenter leur capacité à 30 GW en mer et à 100 – 130 GW sur terre en visant 2% de la surface totale de l´Allemagne requis pour cette technologie. Pour mémoire : le gouvernement sortant avait fixé les objectifs de 20 GW en mer et 71 GW sur terre à l´horizon de 2030 /3/.
Parc éolien terrestre
Au 31 décembre 2021, 28 230 éoliennes terrestres étaient installées en Allemagne. La capacité totale s´élève à 56,1 GW (cf. tableau 1).
Tableau 1 : chiffres du parc éolien terrestre allemand au 31 décembre 2021 selon /1/
Au cours de l´année 1925 MW ont été raccordés au réseau, soit 484 éoliennes y compris le repowering (remplacement d´anciennes machines par des turbines plus puissantes et plus productives) de 64 éoliennes (244 MW). En tenant compte du démantèlement de 230 éoliennes (233 MW), l´ augmentation nette s´élève à 254 éoliennes (1692 MW). Cela signifie une légère amélioration par rapport au déploiement en 2020 (environ 1200 MW), cf. figure 1.
Figure 1 : évolution de la puissance raccordée des éoliennes terrestres sur le territoire allemand selon /1/
Déconstruction et Repowering
Parmi les 230 éoliennes mises hors service en 2021, 155 éoliennes étaient en fonctionnement depuis plus de 20 ans.
Toutes les éoliennes mises en service en 2000 ou avant ont cessé de bénéficier à partir de 2021 du mécanisme de soutien prévu pendant 20 ans selon la Loi sur les Énergies Renouvelables (EEG), soit environ 4730 éoliennes (~ 3600 MW) selon /3/. Fin 2021, 4339 éoliennes (3.286 MW) concernées étaient encore en service /1/. En raison de la flambée du prix de l´électricité sur le marché de gros en 2021, la sortie du mécanisme de soutien n´a pas encore provoqué une grande vague de déconstruction. Un grand nombre de ces anciennes installations a pu continuer à être exploité de façon rentable jusqu´à présent, hormis celles mises hors service en raison de défauts techniques, de l´expiration du permis d´exploitation ou dans le cadre d´un remplacement (repowering)
A partir de 2022, le mécanisme de soutien prend fin pour 1826 éoliennes (2341 MW) supplémentaires, mises en service en 2001 /1/. Les exploitants sont donc confrontés à la question de la rentabilité de l´exploitation d´un point de vue économique et technique. La situation en matière d´autorisation joue également un rôle, car les autorisations étaient initialement conçues pour une période d´exploitation de 20 ans.
Notamment le remplacement (repowering) des éoliennes les plus anciennes rencontre de nombreux obstacles administratifs. En 2021, seulement 64 éoliennes (244 MW) ont été remplacées dans le cadre du repowering, soit 13% de la capacité totale installée en 2021. La nouvelle coalition au pouvoir a l´intention de simplifier les procédures pour le remplacement (repowering) des anciens parcs éoliens.
Figure 2 : évolution de la puissance raccordée par an (en absolu et en pourcentage de la puissance brute totale installée par an) dans le cadre du repowering ainsi que de la puissance déclassée par an
Caractéristiques d´une éolienne terrestre en 2021
La technologie des éoliennes ne cesse d´évoluer, cf. tableau 2. En moyenne, une éolienne installée en 2021 a une puissance nominale de 3 978 kW, soit 17 % de plus qu´en 2020. La taille des installations (diamètre du rotor, hauteur du moyeu et hauteur totale) a également augmenté.
Tableau 2 : caractéristiques moyennes d´une éolienne terrestre nouvellement installée en 2021 selon /1/
Répartition régionale des éoliennes terrestres
Le développement des éoliennes terrestres est assez hétérogène en fonction des régions. La répartition régionale montre toujours une nette disparité nord-sud en 2021 (cf. figure 3). Les régions du nord et du centre (Basse-Saxe, Brandebourg, Schleswig-Holstein, Rhénanie-du-Nord-Westphalie, Saxe-Anhalt et Mecklembourg-Poméranie-Occidentale) représentent environ 73 % de la capacité totale raccordée en Allemagne. La Basse-Saxe abrite avec 21% la plus grande capacité installée. Le gisement (puissance installée par km² de la superficie du Land) le plus élevé se trouve en Schleswig-Holstein.
La Saxe, le Bade-Wurtemberg, la Bavière et Berlin contribuent le moins (gisement inférieur à 100 kW/km²). Ces régions disposant de 35% de la surface du territoire allemand ne contribuent qu´avec 10% à la capacité totale d´éoliennes installées.
Figure 3 : répartition régionale des capacités et gisement par km² des éoliennes terrestres en 2021 selon /1/
Production en 2021
Selon les chiffres de Deutsche WindGuard /1/, les éoliennes terrestres ont produit environ 96 TWh en 2021 (cf. figure 4). Cela correspond à une baisse de 14 % par rapport à 2020 du fait de conditions météorologiques défavorables. En particulier le premier trimestre 2021 a connu une période assez peu venteuse /2/.
Leur contribution à la production brute d´électricité du pays s´élève à un peu plus de 16%. Le facteur de charge est estimé à environ 20 %, soit environ 1745 heures équivalent pleine puissance (hepp) sous l´hypothèse d´une puissance moyenne de 55 GW au réseau. Il s´agit du plus mauvais résultat depuis 2016, cf. /4/.
Figure 4 : production mensuelle et cumulée des éoliennes terrestres en 2020 et 2021
Résultats des appels d´offres 2021 et taux de réalisation des volumes adjudiqués
Trois appels d´offres ont été réalisés en 2021 /1/. Le volume total appelé a été de 4235 MW et le volume finalement retenu de 3296 MW. Seul l´appel d´offres de septembre 2021 a été intégralement souscrit. La limite maximale de la rémunération de référence pour des appels d´offres était de 6,0 ct/kWh. Le montant d´adjudication moyen pondéré en fonction du volume de 5,88 ct/kWh, n´est que légèrement inférieur.
Après l´appel d´offres l´adjudicataire dispose de 24 mois pour la mise en service, entre 25 et 30 mois avec pénalité : au-delà l´adjudication est annulée. Une prolongation du délai peut être demandée dans des cas exceptionnels, par exemple en cas de recours au tribunal contre l´autorisation.
L´association « Fachagentur Wind an Land » publie régulièrement un rapport sur la situation de réalisation des projets /7/. Le tableau 3 montre le taux de réalisation des volumes adjudiqués depuis 2017. Pour les éoliennes terrestres réalisées jusqu´en 2021, le délai entre l´adjudication et la mise en service s´élève à environ 2 ans en moyenne. Environ 20% de projets adjudiqués font l´objet d´une plainte ce qui retarde considérablement la réalisation ou conduit à l´abandon /8/.
La situation d´appels d´offres en 2017 est particulière. Plus de 90% du volume appelé ont été accordés à des sociétés détenues par des citoyens (Bürgerenergiegesellschaft), à l´époque dispensées d´autorisation préalable selon la loi fédérale allemande de protection contre les nuisances environnementales /9/. Ce fait a finalement conduit à un retard considérable du déploiement ainsi qu´à l´abandon des projets adjudiqués.
Tableau 3 : taux de réalisation des volumes adjudiqués depuis 2017
Le nouveau gouvernement veut accélérer les procédures d´approbation des éoliennes terrestres, actuellement beaucoup trop longues /5/. Il est temporairement prévu de classer leur développement comme « intérêt public majeur », afin d´être réévalué par rapport à d´autres enjeux, même celui de la protection de la forêt ou des espèces.
Prévisions de développement et objectif politique à l´horizon de 2030
Le gouvernement sortant avait fixé une capacité de 71 GW à l´horizon de 2030 dans la loi sur les énergies renouvelables, entrée en vigueur début 2021. Aucune valeur cible n´est fixée dans le contrat de coalition du nouveau gouvernement. En revanche, il est prévu de requérir 2% de la surface totale de l´Allemagne pour cette énergie /5/.
Selon un rapport de l´Agence Fédérale de l´Environnement (Umweltbundesamt – UBA) une surface de 0,9 % (~ 3100 km²) a été requise fin 2017, dont 58% (~ 1800 km²) ont été occupés par les 28700 éoliennes (~ 50 GW) installées à l´époque (/10/, /11/), soit ~ 15 éoliennes par km². Sur cette base, il est possible d´estimer un corridor entre 100 et 130 GW qui pourrait potentiellement être installé sur une surface de 2% requise d´ici 2030 suivant le contrat de coalition.
Aucune indication n´est faite sur les distances d´éloignement entre un mat éolien et une habitation. Ce paramètre essentiel pourrait limiter le déploiement d´éoliennes ou conduire à l´augmentation de la surface réellement nécessaire pour le doublement de la capacité actuelle à l´horizon de 2030.
A titre d´exemple, la distance de 10H (distance d´une habitation au moins égale à 10 fois la hauteur totale d´une éolienne) imposée en Bavière réduit considérablement le nombre d´éoliennes par km². Même sous l´hypothèse de moins de 28000 éoliennes installées à l´horizon de 2030 en raison de l´augmentation de la puissance unitaire (cf. tableau 2), l´emprise au sol ne diminuera pas beaucoup. Cela est dû au fait que l´espace nécessaire pour échapper aux turbulences entre les machines augmentera avec la puissance.
Pour atteindre l´objectif de 2030 il faudrait un ajout annuel moyen de 8 GW entre 2022 et 2030. En revanche, sur la base du rythme de réalisation actuel et du nombre d´installations déjà adjudiquées mais pas encore réalisées, l´ajout de capacité supplémentaire en 2022 ne devrait pas dépasser les 3 GW au mieux /1/. Les mesures annoncées par le nouveau gouvernement facilitant le développement des éoliennes terrestres ne produiront leurs effets qu´avec un certain retard. De ce fait un ajout proche de 10 GW/an sera vraisemblablement nécessaire à partir du milieu des années vingt, cf. figure 5.
Figure 5 : capacité installée et ajout annuel (prévisions à partir de 2022 selon l´objectif politique à l´horizon de 2030)
En outre, une capacité de presque 25 GW d´éolien terrestre sortira du mécanisme de soutien jusqu´à fin 2030, selon une information du gouvernement au parlement allemand /12/. Il est certes difficile de prévoir combien de temps la poursuite de l´exploitation de ces éoliennes sera rentable d´un point de vue économique et technique. En tenant compte du démantèlement des anciennes éoliennes au cours des prochaines années, l´atteinte de l´objectif de 2030 nécessite un effort supplémentaire au niveau du rythme de réalisation des nouveaux projets.
Parc éolien en mer
Au 31 décembre 2021, une capacité de 7 794 MW était en exploitation, soit 1501 éoliennes. Aucune nouvelle éolienne n´a été raccordée au réseau en 2021. Une capacité de 24 MW a été rajoutée par suite de la mise à niveau de 132 éoliennes existantes (cf. tableau 4).
Tableau 4 : Chiffres du parc éolien en mer au 31 décembre 2021 selon /1/
Par voie d´appels d´offres, 4,1 GW ont été déjà adjudiqués pour une réalisation entre 2022 et 2026, de sorte que la capacité pourra être portée à près de 12 GW d´ici fin 2026 (cf. figure 6).
Figure 6 : évolution de la puissance des éoliennes en mer raccordées sur le territoire allemand et prévisions pour 2026 selon /1/
Caractéristiques des éoliennes en mer installées
Les éoliennes en mer installées en Allemagne jusqu´à fin 2021 ont une puissance unitaire de près de 5,2 MW en moyenne. Dans la prochaine phase de développement (jusqu´en 2025), une augmentation de la puissance unitaire jusqu´à 15 MW est prévue.
En moyenne, les éoliennes installées d´ici fin 2021 ont une profondeur d´eau de 30 m et une distance de la côte de 74 km. Les installations prévues jusqu’en 2025 ne diffèrent guère de celles existantes, cf. tableau 5. Les parcs éoliens les plus éloignés de la côte se trouvent à plus de 120 km et des profondeurs d´eau allant jusqu´à 44 mètres.
Les fondations dites à « monopieu » restent la technologie la plus utilisée en Allemagne. Les éoliennes qui seront mises en service jusqu`en 2025 utiliseront aussi ce type de fondation.
Les caractéristiques des éoliennes en mer sont résumées dans le tableau 5.
Tableau 5 : caractéristiques des éoliennes en mer en Allemagne selon /1/
Répartition des éoliennes en Mer du Nord et Mer Baltique sur le territoire allemand
Les éoliennes en mer sont réparties sur la Mer du Nord et la Mer Baltique. Fin 2021, la Mer du Nord dispose de 6698 MW (1269 éoliennes) et la Mer Baltique de 1096 MW (232 éoliennes).
Dans le cadre des appels d´offres réalisés, un volume de 3042 MW a été retenu en Mer du Nord et de 1033 MW en Mer Baltique. La mise en service de ces projets est prévue entre 2022 et 2026.
Figure 7 : Répartition des éoliennes sur la Mer du Nord et la Mer Baltique selon /1/
Production en 2021
Selon les chiffres de Deutsche WindGuard /1/, la production s´élève à 26,1 TWh en 2021. Cela correspond à une baisse de 10% par rapport à 2020 en raison de conditions météorologiques moins favorables et notamment l´absence de tempêtes hivernales (cf. figure 8).
Sous l´hypothèse d´une puissance moyenne de 7,79 GW au réseau, le facteur de charge est estimé à 38% soit environ 3350 heures équivalent pleine puissance (hepp).
Figure 8 : production mensuelle et cumulée des éoliennes en mer en 2020 et 2021 selon /1/
Résultat de l´appel d´offres 2021
L´Agence Fédérale des Réseaux a publié le 9 septembre 2021 le résultat de l´appel d´offres 2021 /13/. Un volume de 958 MW a été appelé, réparti sur trois zones. Un volume de 658 MW a été attribué en Mer du Nord sur 2 zones et un volume de 300 MW en Mer Baltique sur une zone. Les énergéticiens retenus se passeront totalement du soutien. Deux zones ont même fait l´objet de plusieurs offres à 0 ct/kWh, c´est pour cela qu´un tirage au sort, prévu par la Loi dans ce cas, a été appliqué.
L´adjudication s´accompagne du droit à un raccordement au réseau – financé par le consommateur d´électricité via le tarif d´utilisation des réseaux – et à la possibilité d´exploiter le parc pendant au moins 25 ans.
Prévisions de développement et objectif politique à l´horizon de 2030, 2035 et 2045
Selon la nouvelle coalition au pouvoir /5/, /6/, il est prévu de rehausser d´ici 2030 la capacité à 30 GW contre 20 GW auparavant. Une capacité de 40 GW est visée d´ici 2035 et au moins 70 GW d´ici 2045.
En plus des 7,8 GW en service, un volume total de 4,1 GW a été adjudiqué par voie d´appels d´offres pour une réalisation entre 2022 et 2026 (pour 2,2 GW en stade de planification avancée, la décision finale d´investissement a été prise). La réalisation de 18,1 GW supplémentaires sera nécessaire pour atteindre l´objectif de 2030. Les appels d´offres actuellement prévus comportent un volume appelé de 8,7 GW. Le volume appelé doit donc être rehaussé de 9,4 GW, cf. figure 9.
Figure 9 : éoliennes en mer en service, volumes attribués/appelés et prévisions à l´horizon de 2030, 2035 et 2045 selon /1/
L´objectif de 70 GW d´ici 2045 requiert le développement de nouvelles zones d´exploitation en mer. Cependant la superficie à disposition en Mer du Nord et en Mer Baltique pour la mise en place des éoliennes est limitée, en tenant compte des réserves naturelles et des routes maritimes. Selon les études actuelles, une capacité éolienne en mer supérieure à 40 GW serait possible mais une densité de puissance éolienne trop élevée pourrait baisser sensiblement le facteur de charge à cause de l´effet de sillage (turbulences entre les machines) /14/. La capacité installée n´est donc pas le seul facteur déterminant, mais aussi la productivité obtenue.
/12/ Deutscher Bundestag (2020) Rückbau und Entsorgung von Windrädern. Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der Fraktion der AfD. Bundestags-Drucksache 19/17209 vom 14.02.2020. Deutscher Bundestag. En ligne : http://dip21.bundestag.de/dip21/btd/19/172/1917209.pdf.
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La transition énergétique allemande a du plomb dans l´aile mais nonobstant les ambitions politiques augmentent : critiqué par la Cour Constitutionnelle, le gouvernement relève l´objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre à 65% d´ici 2030 par rapport à 1990 et avance la neutralité carbone à 2045. Or jusqu´à maintenant, au-delà des déclarations de principe, les stratégies efficaces ont souvent fait défaut.
Les émissions allemandes sont en hausse par rapport à 2020 et la part des énergies renouvelables dans le mix électrique baisse pour la première fois de manière significative. La production d´électricité à partir des centrales à charbon atteint à nouveau un niveau record mais le gouvernement maintient son calendrier de sortie du nucléaire.
A l´occasion de la présentation d´un premier bilan le 11 janvier 2022 /22/, Robert Habeck, codirigeant du parti des Verts, Vice-Chancelier et Ministre Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat, constate un retard considérable quant à l´atteinte des objectifs climatiques dans tous les secteurs. Les objectifs climatiques pour 2022 et 2023 sont déjà considérés inatteignables et les mesures actuellement engagées sont largement insuffisantes. Tout sera mis en œuvre pour atteindre les objectifs de 2030 définis dans le contrat de coalition du nouveau gouvernement /20/. C´est pour cela il faut tripler le rythme de réduction des émissions et faire nettement plus en moins de temps. Il est prévu de faire voter des mesures d´urgence courant 2022, afin qu´elles entrent en vigueur début 2023.
Selon les données statistiques, les résultats énergétiques 2021 se résument comme suit :
Après une année 2020 atypique du fait de la crise sanitaire, la reprise économique s´est traduite par un rebond de la consommation d´énergie primaire d´environ 3% par rapport à 2020 mais reste inférieure au niveau de 2019. Les énergies fossiles (pétrole, gaz naturel, houille et lignite) représentent plus des trois quarts de la consommation énergétique ;
La consommation d´électricité augmente de 3,3% et se rapproche de son niveau d´avant-crise sanitaire. Cette hausse est imputable à la reprise économique et à des températures globalement plus fraîches que l´année précédente ;
La production électrique des centrales conventionnelles progresse de presque 10%. Les centrales à charbon (lignite/houille) ont dépassé l´éolien (terrestre et maritime) et sont à nouveau la première source de production électrique ;
La production d´électricité renouvelable accuse une baisse de 5,3% par rapport à 2020 notamment en raison d´une forte baisse de la production éolienne. En conséquence, la part des énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité marque un recul à 42,1 % (2020 : 45,9%) ;
La lenteur du développement des énergies renouvelables, notamment de l´éolien, met en péril l´objectif du nouveau gouvernement de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité d´ici 2030 ;
Le solde exportateur s´élève à environ 19 TWh, soit au même niveau qu´en 2020 ;
Les émissions de gaz à effet de serre augmentent d´environ 4,5% (~ 33 MtCO2éq) par rapport à 2020 pour atteindre 762 MtCO2éq. Les émissions ont chuté de 38,7% depuis 1990, mais l´Allemagne s´est éloignée de l´objectif de réduction de 65% d´ici 2030.
Les projets phares du tournant énergétique allemand en 2021 :
Taxe carbone sur les émissions des produits combustibles non couverts par le Système Européen d´Échange de Quotas d´Émissions ;
Avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables (EEG 2021) visant une part des énergies renouvelables de 65% à la consommation brute d´électricité d´ici 2030 ;
Avenant à la Loi sur la Protection du Climat pour un durcissement de l´objectif climatique (neutralité carbone en 2045) ;
Contrat de coalition du nouveau gouvernement visant entre autres une part des énergies renouvelables de 80% à la consommation brute d´électricité et 50% de la chaleur produite de manière climatiquement neutre d´ici 2030 ;
Arrêt de 3 centrales nucléaires et 6 centrales à charbon fin 2021
Consommation énergétique
Selon AG Energiebilanzen /1/, la consommation d´énergie primaire atteint 3407 TWh (293 Mtep) en 2021, cela correspond à une augmentation de 3,1 % (~ 103 TWh) par rapport à l´année précédente (2020 : 3304 TWh ou 284 Mtep). L´augmentation de la consommation énergétique a été entièrement assurée par des énergies conventionnelles. La contribution des énergies renouvelables a légèrement baissé par rapport à 2020.
La hausse de la consommation énergétique s´explique par la reprise économique et des températures plus fraiches par rapport à 2020. Corrigée de l´aléa météorologique la consommation énergétique augmente seulement de 0,6% selon /1/.
Toutefois, la consommation énergétique est encore inférieure au niveau d´avant la crise sanitaire. Le développement énergétique et économique en Allemagne continue d´être influencé par les effets de la pandémie.
Les énergies fossiles continuent de représenter plus des trois quarts de la consommation énergétique. Le pétrole reste l´énergie fossile la plus importante en 2021 suivi par le gaz naturel.
Néanmoins, la consommation des produits pétroliers a connu une réduction de 3,1% par rapport à 2020. Le recul de la part du pétrole dans la consommation d´énergie primaire à 32,3% (2020 : 34,4 %) s´explique en partie par la crise sanitaire et en partie par des effets de réduction de stocks compte tenu de la hausse du prix du combustible.
La consommation de gaz naturel a augmenté d´environ 5% par rapport à 2020. La part du gaz naturel dans la consommation d´énergie primaire augmente donc légèrement à 26,8% (2020 : 26,4%). Cause principale : les températures globalement plus fraiches au premier semestre et en conséquent une augmentation de la consommation de gaz pour la production de l´électricité et pour le chauffage. La forte hausse du prix du gaz au second semestre a entraîné un basculement vers d´autres sources d´énergie, comme la houille sur le marché de l´électricité. Malgré tout, le gaz naturel reste, après le fioul, la principale source d´énergie pour le chauffage en Allemagne.
Le charbon (couple lignite/houille) atteint une part totale de presque 18% de la consommation d´énergie primaire.
La consommation de lignite a augmenté de 17,7 % par rapport à 2020, mais reste environ 3% inférieure à 2019 et suit donc la tendance baissière à long terme. Le lignite atteint une part de 9,2% (2020 : 8,1%) de la consommation d´énergie primaire.
La consommation de la houille a augmenté de 16,5 % en 2021. L´utilisation de la houille dans les centrales électriques, ce qui représente environ la moitié de sa consommation totale, a augmenté de presque un quart. La demande de houille de l´industrie sidérurgique a augmenté de 12%. Comme pour le lignite, cette évolution a été favorisée par la hausse des prix des autres sources d´énergie ainsi que par la baisse de la production renouvelable. La houille atteint une part de 8,5% (2020 : 7,5%) de la consommation d´énergie primaire.
Soutenue par une consommation d´électricité plus élevée et une baisse de la production renouvelable, la production du nucléaire a augmenté de 7,4% et atteint une part de 6,1% (2020 : 5,9%) de la consommation d´énergie primaire.
Figure 1 : consommation d´énergie primaire selon /1/
La part des énergies renouvelables à la consommation d´énergie primaire a légèrement diminué à 15,9% (2020 : 16,5%). Cause principale une météo défavorable pour l´éolien et une consommation énergétique plus élevée en 2021 par rapport à 2020.
Consommation et production d´électricité
La consommation d´électricité représente environ un quart de la consommation brute d´énergie finale en Allemagne. Le secteur électrique a été influencé en 2021 par des facteurs assez divers :
Restrictions de la vie économique et publique dues à la crise sanitaire de la Covid -19 au début de l´année ;
Températures globalement plus froides au premier semestre ;
Forte baisse de la production éolienne du fait de conditions météorologiques défavorables ;
Reprise de l´activité économique aux 2e et 3e trimestres ;
Hausse significative du prix de gros sur le marché de l´électricité et de la tonne de CO2 sur le marché européen au cours du second semestre 2021.
La consommation intérieure brute d´électricité a été marquée à la fois par des températures relativement fraiches au premier semestre et par des effets de rattrapage conjoncturel. En 2021, elle a augmenté de 3,3% pour atteindre environ 565 TWh (2020 : 547 TWh), soit presque le niveau de 2019 (567 TWh). Le plus grand consommateur d´électricité a été l´industrie, avec une part d´environ 45 %, les ménages ont consommé environ un quart.
Sous l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables serait entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation intérieur brute baisse à 42,1 % contre 45,9% en 2020 selon BDEW/4/. Conformément aux prescriptions du gouvernement fédéral, il s´agit du taux déterminant pour la réalisation des objectifs en matière d´énergies renouvelables.
La production brute d´électricité a augmenté de 3,2 % à 586 TWh (2020 : 568 TWh). Le mix de production électrique enregistre en 2021 une hausse des sources conventionnelles de plus de 10%. Leur part dans la production brute est passée à presque 60% en 2021, soit environ 4% de plus par rapport à 2020. Presque 20% de la production nette de l´Allemagne (557 TWh) ont été fournis par des centrales à cogénération (production injectée dans le réseau public, autoconsommation de l´industrie et installations privées), soit environ 108 TWh /3/.
Depuis 1997, la production d´électricité renouvelable n´a cessé d´augmenter /4/. Les années avec des conditions métrologiques défavorables ont été compensées par l´augmentation de leur capacité installée. En revanche, en 2021 la production des énergies renouvelables accuse un recul de 5,3% par rapport à 2020 /3/, /4/. Leur part dans la production brute d´électricité baisse à 40,6% (2020 : 44,2%). En cause notamment la forte baisse de la production éolienne en raison des conditions météorologiques défavorables. En outre, l´ajout de nouvelles capacités a été faible en 2019 et 2020.
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2021 /4/ (données entre parenthèses pour 2020)
Le tableau 1 ci-dessous détaille la production brute pour chaque filière en 2021 par rapport à 2020 pour l´ensemble du secteur de l´électricité, y compris la production destinée à l´autoconsommation de l´industrie, individuelle et collective.
En dépassant l´éolien (terrestre et maritime), le charbon (couple lignite/houille) redevient la première source de production électrique en 2021, en hausse de presque 23% par rapport à 2020 malgré l´augmentation du coût des certificats de CO2 sur le marché européen. Le nucléaire a produit environ 7% de plus qu´en 2020. En revanche, la production des centrales à gaz a reculé de plus de 5%. Par l´effet du « merit order » elles se sont positionnées derrière le charbon suite à la forte augmentation du prix du gaz.
Malgré une forte baisse, l´ éolien (terrestre et maritime) a produit presque la moitié de l´électricité renouvelable sur l´ensemble de l´année. Le photovoltaïque a contribué pour environ un cinquième à la production renouvelable totale. Cette quantité d´électricité comprend non seulement les injections dans le réseau public mais aussi l´autoconsommation.
La production des déchets biogènes est en légère baisse par rapport à l´année précédente tandis que celle de la biomasse stagne.
La production de l´hydroélectricité, qui a une importance limitée outre-Rhin, augmente légèrement en 2021 par rapport à 2020.
Tableau 1 : production et consommation d´électricité 2020 et 2021 selon /4/ (les chiffres de 2021 sont provisoires)
Au cours de la dernière décennie, la production renouvelable a doublé, tandis que la production du couple houille/lignite a reculé de presque 40%. Malgré cela l´année 2021 marque pour la première fois une inversion des tendances : les énergies renouvelables reculent et le charbon (couple houille/lignite) est en hausse (cf. figure 3).
Figure 3 : évolution de la production brute des différentes filières depuis 2010 /4/
L´augmentation de la production renouvelable au cours de la dernière décennie ne cache toutefois pas le fait que la production nette totale bas-carbone (énergies renouvelables et nucléaire) est en baisse depuis 2020.
Les énergies renouvelables n´ont pas été en mesure de suppléer la perte de production résultant de l´arrêt de la centrale nucléaire de Philippsburg 2 fin 2019. Le bilan devrait encore s´aggraver après l´arrêt des centrales nucléaires de Gundremmingen unité C, Grohnde et Brokdorf fin 2021 /5/. Déjà dans le passé l´arrêt de centrales nucléaires a eu un impact négatif sur l´évolution de la production bas-carbone (figure 4).
Figure 4 : évolution de la production nette totale bas-carbone (énergies renouvelables et nucléaires) selon /1/
Après l´arrêt des trois dernières centrales nucléaires fin 2022 et sans qu´une seule tonne de CO2 supplémentaire soit économisée, une augmentation de 25% de la production renouvelable serait nécessaire pour pallier les 65 TWh nets produits par les six centrales nucléaires en 2021.
Puissance installée
Actuellement l´Allemagne exploite deux parcs de production en parallèle pour une pointe de consommation autour de 82 GW.
Le pays disposait fin 2021 d´un parc de production d´environ 225 GW nets hors systèmes de stockage (STEP, batteries etc.) dont ~ 87 GW de moyens pilotables conventionnels et ~138 GW d´installations renouvelables.
Compte tenu des centrales arrêtées fin 2021 et des centrales en réserve stratégique, environ 73 GW de centrales conventionnelles (y compris les centrales diverses mais hors systèmes de stockage) sont activement sur le marché électrique au début 2022.
Le tableau 2 ci-dessous détaille l´évolution de la puissance totale nette installée du secteur électrique en 2021 et 2020, y compris les centrales de l´industrie servant principalement à l´autoconsommation.
Tableau 2 : Puissance installée en 2020 et 2021 hors du stockage de l´énergie (stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), batteries, etc.) Les chiffres de 2021 sont provisoires
Centrales conventionnelles
Centrales nucléaires
Début 2022 la puissance installée a baissé à 4,055 GW par suite de l´arrêt de trois centrales nucléaires (4,058 GW) le 31.12.2021 /5/.
Centrales à houille
Début 2022 une puissance d´environ 14 GW est activement disponible sur le marché de l´électricité.
Suite aux résultats des deux premiers appels d´offres sur la fermeture anticipée des centrales à houille et centrales à lignite inférieures à 150 MW, environ 5,6 GW ont été fermés ou retirés du marché en 2021 /7/. De plus environ 4,3 GW sont en réserve stratégique en marge du marché de l´électricité. Ces centrales pourraient être activées en cas de besoin.
Centrales à lignite
Début 2022 environ 17 GW sont activement disponibles sur le marché de l´électricité /7/.
Environ 1,8 GW ont été fermés ou retirés du marché en 2021 et environ 1,9 GW sont en marge du marché assurant une réserve ultime pour des situations extrêmes. Ces centrales doivent être opérationnelles dans un délai de 10 jours
Centrales à gaz
Début 2022 environ 27,4 GW sont activement sur le marché de l´électricité /7/. Environ 2,2 GW ont été fermés ou retirés du marché et environ 2,6 GW sont en réserve stratégique ou font partie du mécanisme de capacité.
Centrales au fioul
Début 2022 environ 2,9 GW sont activement sur le marché de l´électricité/7/. Environ 1,6 GW sont actuellement en réserve stratégique et 0,4 GW fermés ou retirés du marché.
Stockage d´énergie
L´Allemagne dispose début 2022 d´une capacité de stockage totale d´environ 10,4 GW/7/.
Les STEP (Stations de Transfert d´Énergie par Pompage) ont une capacité nette totale de 9,8 GW y compris les installations au Luxembourg et en Autriche qui injectent de l´électricité directement dans le réseau allemand et la capacité des batteries est estimée à environ 0,6 GW/7/.
Outre la capacité de stockage (GW), la quantité d´électricité stockée (GWh) est un paramètre important, car la capacité de puissance seule ne fournit pas d´informations sur la durée pendant laquelle cette capacité peut être mobilisée. Il convient de faire la distinction entre la quantité de stockage théorique et la quantité réelle. En effet, de nombreux systèmes de stockage par batterie ne sont pas entièrement déchargeables en mode de fonctionnement normal. Ces données ne sont malheureusement pas suffisamment connues.
La durée de fonctionnement à pleine charge des stations de pompage-turbinage est également limitée dans le temps en fonction du niveau de remplissage lorsqu´elles sont appelées. La quantité d´énergie stockée maximale actuellement disponible des STEP connectées au réseau allemand correspond à environ 40 GWh par cycle de charge.
Il n´est donc guère possible d´en tirer une conclusion étayée sur la disponibilité des capacités de stockage en cas de besoin /2/.
Energies renouvelables
La capacité installée des énergies renouvelables a augmenté de près de 7 GW, soit un peu plus de 5% par rapport à 2020, pour passer à 137,7 GW (cf. tableau 2). Toutefois, la capacité ajoutée en 2019 et 2020 a été faible et le développement doit être fortement redynamisé pour atteindre les objectifs climatiques à l´horizon de 2030 /28/.
Photovoltaïque
Environ 5 GWc (~ 9%) ont été ajoutés, portant la capacité nette totale installée à 58,7 GWc fin 2021. C´est la première fois depuis 2012 que la capacité photovoltaïque ajoutée atteint les 5 GW. Seule la période 2010 – 2012 a connu un ajout annuel plus élevé.
Éolien terrestre
La capacité installée des éoliennes terrestres a augmenté de près de 1,7 GW en 2021, soit environ 3% pour atteindre un total d´environ 56,1 GW. La tendance de développement est certes positive par rapport à 2020 qui a été très faible avec un ajout de seulement 1,2 GW. Mais la construction annuelle de nouvelles éoliennes reste toujours nettement inférieure à celle des années 2014 – 2017.
Éolien en mer
Aucune nouvelle éolienne n´a été ajoutée en 2021. La puissance totale s´élève à 7,8 GW fin 2021.
Hydroélectricité/Biomasse/Déchets biogènes
La capacité installée a peu évolué par rapport à 2020.
Relation entre puissance installée et production réalisée
La puissance nette installée des énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) représente plus de la moitié de la puissance totale installée en Allemagne fin 2021. Cependant, la contribution de l´éolien et du photovoltaïque à la production nette d´électricité – lissée sur l´année – a été inférieure à 30% (voir figure 5). Cela correspond à un facteur de charge moyen [1] d´environ 15%, sans toutefois apporter une contribution durable à la sécurité d´approvisionnement car la production est très fluctuante au cours de l´année.
Figure 5 : puissance nette installée et production nette en pourcentage en 2021 (hors STEP) selon /3/
A titre de comparaison, le nucléaire allemand, qui, avec 8,1 GW nets, représente environ 3,6% de la puissance installée en 2021, a produit 11,7 % nets de l´électricité. Cela correspond à un facteur de charge moyen d´environ 92%.
Faits marquants des énergies renouvelables intermittentes en 2021
Les résultats des énergies renouvelables démontrent les limites de la conversion aux sources renouvelables intermittentes.
Outre de nombreux épisodes de faible production éolienne et photovoltaïque au cours de l´année, une forte variabilité inter-saisonnière et interannuelle des sources renouvelables intermittentes a été à nouveau mise en évidence en 2021.
Normalement l´automne et l´hiver sont les périodes les plus venteuses. En revanche, le premier trimestre 2021 a connu une période assez peu venteuse (voir figure 6). La production éolienne terrestre a baissé de 13% par rapport à l´année précédente. La production éolienne en mer a été en baisse de 11% par rapport à 2020. En cause l´absence de tempêtes hivernales.
Figure 6 : fluctuation mensuelle de la production éolienne en 2021 et variation en pourcentage par rapport à 2020 /3/
Le photovoltaïque a produit 4,9 % de plus que l´année précédente. Selon le service météorologique allemand, la durée d´ensoleillement a été avec 1 650 heures au-dessus de la moyenne, mais inférieure aux 1 901 heures de 2020 /12/.
Notamment janvier 2021 a été marqué par la pluie et le manque de soleil (voir figure 7). La production était nettement inférieure par rapport à janvier 2020 (- 42,4 %). En revanche, en juin (+ 28,7%) et en octobre (+ 53,8%) la production photovoltaïque a été la plus élevée jamais enregistrée pendant ces mois-ci.
La production hydroélectrique s´est accrue de 3,7 % par rapport à 2020 en raison de fortes précipitations durant les mois d´été /4/.
Figure 7 : fluctuation mensuelle de la production photovoltaïque et hydroélectrique en 2021 et variation en pourcentage par rapport à 2020 /3/
Échanges transfrontaliers d´électricité
Le solde des exportations d´électricité de l´Allemagne a baissé au cours des dernières années et s´élève selon /1/ à environ 19,3 TWh en 2021 (figure 8).
Les échanges transfrontaliers dépendent non seulement de l´offre et de la demande, mais aussi des prix de l électricité dans les pays voisins. Les prix de gros sur le marché day-ahead de chaque pays sont le résultat de cette interaction.
Depuis novembre 2020, l´échange transfrontalier direct entre l´Allemagne et la Belgique est possible via l´interconnexion ALEGrO /8/. En avril 2021, l´interconnecteur NordLink /9/, qui relie la Norvège avec l´Allemagne, est pleinement entré en fonction.
Figure 8 : solde des échanges transfrontaliers d´électricité en TWh selon /1/ (les chiffres de 2021 sont provisoires)
La structure des échanges physiques entre l´Allemagne et les pays voisins a changé. Les exportations vers la Suisse et la France ont augmenté, les importations ont été plus importantes en provenance de la République tchèque et de l´Autriche. Il convient toutefois de noter qu´en raison de la situation centrale de l´Allemagne en Europe, une certaine partie des flux physiques transfrontaliers sont des flux de transit et des flux en boucle.
Pour un pays donné, le solde total des échanges physiques et contractuels devrait, dans l´idéal, être le même.
Modernisation des réseaux de transport
Le développement des réseaux de transport et de distribution est crucial pour la transition énergétique /10/, /11/.
Les gisements de vent, dans le nord du pays, étant géographiquement distants des grands centres de consommation dans l´ouest et sud industriel, l´épine dorsale est constituée par plusieurs tracés nord – sud en courant continu afin de limiter les congestions.
Le plan actuel du réseau de transport prévoit environ 12.260 km terrestres (nouvelles lignes et renforcement des lignes existantes). Seuls 15,8% (1.934 km) étaient réalisés fin 2021 /10/.
A cela se rajoute la connexion des éoliennes en mer, environ 3650 km à réaliser d´ici 2030.
Le développement des réseaux de distribution est également d´une grande importance pour la mise en œuvre de la transition énergétique. La majorité des installations d´énergies renouvelables décentralisées y est raccordée. De plus, l´électrification des autres secteurs de l´économie conduit à la croissance rapide des nouveaux consommateurs connectés majoritairement au réseau de distribution.
Émissions de gaz à effet de serre
Les émissions de gaz à effet de serre augmentent de 4,5% (~ 33 Mt CO2éq) par rapport à 2020 pour atteindre 762 Mt CO2éq selon Agence Fédérale de l´Environnement /27/. Cela correspond à une réduction de 38,7% versus 1990. L´augmentation des émissions est particulièrement marquée dans le secteur de l´énergie. L´Allemagne prend du retard sur ses ambitions d´une réduction de 65% d´émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 par rapport à 1990.
Le secteur de l´énergie enregistre une hausse des émissions de gaz à effet de serre d´environ 27 Mt CO2éq pour atteindre 247 Mt CO2éq notamment en raison d´une hausse des émissions du secteur électrique.
Les émissions de gaz à effet de serre liées à la production d´électricité sont en 2021 avec ~ 223 Mt CO2éq en forte augmentation par rapport à 2020 (~195 Mt CO2éq), année atypique du fait de la crise sanitaire et des faibles niveaux de consommation. Les causes sont la hausse de consommation d´électricité, la baisse de la production renouvelable et le recours accru aux centrales à charbon en raison de la forte augmentation du prix du gaz. Pour l´année 2021, l´intensité carbone est estimé à 428g CO2éq /kWh /29/.
Pour le secteur de l´énergie n´existent que des objectifs sectoriels pour 2020 et 2022. Malgré la forte augmentation des émissions, ce secteur pourrait encore atteindre son objectif de 2022, soit 257 Mt CO2éq, compte tenu du fait qu´en 2020 les émissions ont été avec 220 Mt CO2éq bien en-dessous de la valeur cible de 280 Mt CO2éq.
Dans le secteur de l´industrie, les émissions ont augmenté d´environ 9 Mt CO2éq, soit 5,5 % par rapport à l´année précédente. Avec environ 181 Mt CO2éq, le secteur se situe juste en dessous de la limite fixée par la loi fédérale sur la protection du climat (182 Mt CO2éq).
En revanche, les objectifs sectoriels fixés pour 2021 n´ont pas été atteints dans les secteurs du bâtiment et des transports.
Pour le secteur du bâtiment c´est la deuxième fois consécutive. Bien que les émissions dans ce secteur aient baissé à 115 Mt CO2éq, soit environ -3,3% par rapport à l´année précédente, l´objectif sectoriel de 113 Mt CO2éq pour 2021 a été légèrement dépassé. La principale raison a été un effet spécial, la nette diminution de l´achat de fioul. Les stocks de fioul ont déjà été largement augmentés en 2019 et 2020 en raison des prix avantageux.
Pour le secteur des transports, malgré des activités économiques encore réduites en 2021 en raison de la crise sanitaire, l´objectif de 145 Mt CO2éq a été avec 148 Mt CO2éq réalisés également manqué de justesse.
L´avenant à la Loi sur la Protection du Climat fixe des objectifs juridiquement contraignants en matière d´émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique.
En cas de non-respect des objectifs climatiques, les ministères compétents doivent présenter un programme d´urgence afin de s´engager le plus rapidement possible sur une voie de réduction pour atteindre les objectifs annuels. Le gouvernement fédéral travaille sur un programme d´urgence pour le climat qui devrait répondre à ces exigences.
La figure 9 montre l´évolution entre 2010 et 2021 des émissions allemandes de gaz à effet de serre contenues dans le « panier de Kyoto » en millions de tonnes de CO2éq par an et les objectifs de 2030 selon l´avenant à la Loi sur la Protection du Climat (source des valeurs est l´Agence Fédérale de l´Environnement /26/, /27/).
Figure 9 : évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an (hors secteur des terres et forêts – UTCATF) et objectifs
Pour atteindre les objectifs de 2030, il faut désormais réduire les émissions de 6% par an. Depuis 2010, la réduction moyenne n´a même pas atteint 2% par an /27/.
En l´absence de nouvelles mesures de protection du climat, conjuguée à l´arrêt de trois centrales nucléaires (environ 4 GW de capacité bas carbone) fin 2021 (voir plus loin), l´espérance d´une réduction des émissions en 2022 s´amenuise.
Evolution des prix de gros de l´électricité
La forte hausse des prix des énergies fossiles a secoué les marchés de l´énergie en 2021 /2/.
Le gaz naturel a connu un tel renchérissement que le charbon est devenu plus avantageux, bien que le prix de la tonne de CO2 sur le marché européen ait battu de nouveaux records.
Si 2020 avait été marqué par une moyenne annuelle du prix du marché journalier de l´électricité de 30,47 €/MWh dans la zone Allemagne/Luxembourg, celle-ci a triplé en 2021 (voir tableau 3) en passant à 96,85 €/MWh /12/, /13/. Le prix de gros a marqué un record depuis 2000, date du début des échanges boursiers d´électricité en Allemagne.
Tableau 3 : sélection des prix de gros day-ahead pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg /12/
Le prix de gros le plus élevé de l´année a été enregistré le mardi 21 décembre entre 17h et 18h avec 620,00 €/MWh. Une consommation d´électricité élevée de 66,5 GW a coïncidé avec une production renouvelable de seulement 8,8 GW.
Le prix de gros le plus bas a été enregistré le samedi 22 mai entre 14h et 15h avec – 69,00 €/MWh. Dans cette plage horaire, la production renouvelable a été très élevée, couvrant presque 98% de la consommation totale.
Pendant environ 30% des jours de l´année, le prix de gros sur le marché day-ahead a été négocié à plus de 100 €/MWh.
Bien que le volume négocié sur les bourses ne représente qu´une fraction du volume total des échanges commerciaux, les marchés day-ahead de l´EPEX SPOT pour une livraison d´électricité le jour suivant sont considérés comme un indicateur des prix. Une fourchette de prix de -500 €/MWh à 3 000 €/MWh est définie pour le négoce day-ahead /14 /.
La figure 10 montre la moyenne du prix day-ahead par mois calculée à partir des 24 prix horaires d´une journée pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg.
Figure 10 : prix sur le marché day-ahead de l´EPEX SPOT (moyenne par mois de 2019 à 2021) pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg /15/
L´année 2021 a été marquée par une évolution des prix de gros sans précédent. Le prix de gros sur le marché day-ahead a plus que quadruplé en passant de 52,81 €/MWh en janvier à 221,06 €/MWh en décembre. La raison en était l´augmentation du prix du gaz naturel et l´utilisation accrue de centrales à charbon. Cela a entrainé un accroissement de la demande de certificats d´émission de CO2 suivi d´une forte hausse du prix de la tonne de CO2 sur le marché européen.
Toutefois les résultats des échanges sur le marché à terme qui donnent une indication de l´évolution future des prix de gros laissent présumer une baisse des prix à partir d´avril 2022.
Episodes de prix négatifs au marché spot
Depuis plusieurs années le marché de gros en Allemagne est confronté à des épisodes de prix négatifs. Dans ces situations, les vendeurs payent les acheteurs, ce qui constitue une situation de marché singulière. Ces situations apparaissent en particulier en cas d´abondance de production d´électricité d´origine renouvelable mais de faible demande, situations au cours desquelles certains moyens de production classiques ne peuvent pas fonctionner en deçà d´un minimum technique.
Depuis 2015 les épisodes de prix négatifs sont bien plus fréquents et marqués. En 2020 le nombre de pas horaires de prix négatifs a battu un record avec 298. En revanche en 2021 le nombre de pas horaires a diminué de plus de la moitié à 139 /12/, /13/. La figure 11 montre les pas horaires mensuels avec des prix négatifs négociés sur le marché day-ahead.
Figure 11 : pas horaires par mois avec des prix négatifs sur le marché de gros /10/, /13/
La réglementation en vigueur depuis 2017 prévoit la suspension de la rémunération si le prix de gros affiche une valeur négative pendant au moins six heures sans interruption pour les éoliennes > 3 MW et les autres installations d´énergies renouvelables > 500 kW mises en service à partir de 2016. Dans ce cas les exploitants ne recevront plus le complément de rémunération rétroactivement à partir de la première heure de prix négatif.
La règle des 6 heures s´est appliquée pour 80 pas horaires avec des prix négatifs en 2021 contre 192 pas horaires en 2020.
Dans le cadre de l´avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables, entré en vigueur début 2021 (EEG 2021, voir plus bas), la suspension de la rémunération des nouvelles installations d´énergies renouvelables > 500 kW intervient si le prix de gros affiche une valeur négative pendant au moins quatre heures sans interruption. Il s´agit d´un durcissement de la réglementation de 2017 qui reste toutefois en vigueur pour les installations mises en service avant 2021. En 2021, la règle des 4 heures s´est appliquée pour 117 pas horaires avec des prix de gros négatifs.
Selon le bureau d´études FfE (Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH) la valeur du marché des prix négatifs est évaluée à environ 504 M€ pour la période de 2017 à 2020 /16/ soit environ 126 M€ par an. Ce montant est dérisoire par rapport au montant annuel global d´électricité négocié à la bourse.
Projets phares du tournant énergétique en 2021
Les projets phares du tournant énergétique allemand en 2021 étaient :
Taxe carbone
La taxe carbone sur les émissions des produits combustibles non couverts par le Système Européen d´Échange de Quotas d´Émissions est entrée en vigueur début 2021 /17/. Le prix initial à partir de 2021 a été fixé à 25 Euros par tonne de CO2. La taxe est censée augmenter régulièrement pour donner un signal prix, incitant à réduire l´usage des énergies fossiles. En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 55 à 65 Euros par tonne de CO2.
Les recettes de la taxe carbone seront réinvesties dans des mesures de protection du climat ou restituées aux citoyens à titre de compensation (par exemple allègement de la charge de soutien des énergies renouvelables).
Avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables (EEG 2021)
L´avenant, entré en vigueur début 2021 /18/ vise l´objectif d´une part des énergies renouvelables de 65% à la consommation brute d´électricité d´ici 2030 en tablant sur une consommation brute de 580 TWh. La loi prévoit une trajectoire de développement de la puissance installée jusqu´en 2030, soit 71 GW pour l´éolien terrestre, 20 GW pour l éolien en mer, 100 GW pour le photovoltaïque et 8,4 GW pour la biomasse. Dans ce contexte, la loi fixe, de manière contraignante, la feuille de route pour y parvenir.
Avenant à la Loi sur la Protection du Climat
Critiquée par sa Cour Constitutionnelle, le gouvernement sortant a durci considérablement ses objectifs climatiques. Le gouvernement compte atteindre la neutralité carbone en 2045, soit cinq ans plus tôt que prévu par l´Union européenne. L´avenant à la Loi sur la Protection du Climat est entré en vigueur fin août 2021 /19/.
Comme étape intermédiaire une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 65% d´ici 2030 par rapport à 1990 est visée, contre 55% auparavant. Jusqu´à 2030, la Loi fixe des objectifs juridiquement contraignants en matière d´émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique. La part la plus importante des réductions supplémentaires sera supportée par le secteur énergétique et celui de l´industrie.
La définition de mesures concrètes a été laissée au nouveau gouvernement formé après les élections fédérales en septembre 2021.
Contrat de coalition du nouveau gouvernement
Le nouveau gouvernement allemand, formé par les Sociaux-démocrates, les Verts et les Libéraux a pris ses fonctions le 8 décembre 2021. Le contrat de coalition de 177 pages décrit les grandes lignes de la politique commune en matière de climat et énergie /20/.
Le nouveau gouvernement plaide pour une « économie socio-écologique de marché » et fait la part belle à la lutte contre le changement climatique. Il est prévu de créer un ensemble de règles pour mettre l´Allemagne sur la voie de +1,5 °C, selon le préambule du contrat de coalition.
En supprimant les obstacles au développement des énergies renouvelables, un nouveau rythme sera apporté à la transition énergétique. Une part de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité est maintenant visée d´ici 2030 contre 65% par le gouvernement sortant (voir EEG 2021 plus haut). Suite à l´électrification accrue des autres secteurs de l´économie, le nouveau gouvernement table sur une consommation brute de 680 à 750 TWh d´ici 2030. Le gouvernement sortant visait encore sur une consommation brute d´électricité de 580 TWh en 2030 (voir plus haut).
D´ici 2030, il est prévu d´augmenter la capacité du photovoltaïque à 200 GW avec obligation d´installation solaire pour les nouveaux bâtiments professionnels et celle des éoliennes en mer à 30 GW. Le nouveau gouvernement vise 40 GW d´ici 2035 et au moins 70 GW d´éoliennes en mer d´ici 2045. Aucune valeur cible n´est fixée pour les éoliennes terrestres dans le contrat de coalition. Une surface totale de l´Allemagne de 2 % sera requise pour les éoliennes terrestres. Sur cette base, il est possible de déterminer un corridor qui se situe entre 100 et 130 GW de puissance installée en 2030.
Confirmant l´arrêt des dernières centrales nucléaires d´ici 2022, le nouveau gouvernement souhaite aussi accélérer la sortie du charbon, actuellement prévue pour 2038, et l´avancer à 2030 « dans l´idéal ».
Dans le secteur de la chaleur un objectif de 50% de chaleur produite de manière climatiquement neutre est visé d´ici 2030. Pour avancer la décarbonation des transports le contrat de coalition prévoit 15 millions de voitures électriques et un million de bornes de recharge publiques à l´horizon 2030. Seuls les véhicules dits “zéro émission” seront autorisés à la vente à partir de 2035.
Les mesures actuellement engagées sont largement insuffisantes. Le nouveau gouvernement a l´intention de mettre en place un programme d´urgence pour la protection du climat avec des lois et mesures concrètes en 2022.
Arrêt de 3 centrales nucléaires et 6 centrales à charbon fin 2021
Conformément à la loi de sortie du nucléaire de 2011 trois centrales nucléaires ont été arrêtées définitivement le 31 décembre 2021 /21/. Il s´agit des centrales de Gundremmingen unité C, Grohnde et Brokdorf. L´Allemagne perd ainsi 4058 MW nets de moyens pilotables bas carbone. Les trois dernières centrales nucléaires (Emsland, Neckarwestheim unité 2 et Isar unité 2) d´une puissance totale nette de 4055 MW seront arrêtées fin 2022.
Dans le cadre de la loi sur l´arrêt définitif du charbon, six centrales ont été arrêtées en décembre 2021. Trois centrales à lignite d´une puissance totale de 910 MW sont concernées. Il s´agit des centrales Niederaußem unité C (295 MW), Neurath unité B (294 MW) et Weisweiler unité E (321 MW). Ces trois unités ont chacune fonctionné pendant plus de 49 ans /6/.
Suite aux résultats du deuxième appel d´offres sur la fermeture anticipée des centrales à houille et centrales à lignite inférieures à 150 MW, trois offres ont été retenues pour un volume de 1514 MW /24/. Il s´agit des centrales Mehrum (690 MW), Wilhelmshaven (757 MW) et Deuben (67 MW). Ces centrales ne seront plus autorisées à brûler de la houille ou du lignite à partir du 8 décembre 2021. Les centrales de Mehrum et de Wilhelmshaven sont en service depuis 1979 et 1976. La centrale de Deuben a été connectée au réseau en 1936.
La centrale de Mehrum a été mise en réserve stratégique suite à son classement « importance systémique » /12/.
Début 2021 le premier appel d´offres a entrainé l´arrêt ou retrait du marché d´environ 4,8 GW /23/. Les gestionnaires avaient identifié une « importance systémique » aux centrales Heyden unité 4 de l´exploitant Uniper (puissance électrique 875 MW), Walsum unité 9 de l´exploitant Steag (puissance électrique 370 MW) et Westfalen unité E de l´exploitant RWE (puissance électrique 764 MW).
L´Agence Fédérale des Réseaux a accepté le classement en « importance systémique » des centrales Heyden 4 et Westfalen E /25/. Les deux centrales seront converties en déphaseur rotatif et pourront ainsi contribuer à la stabilité du réseau à l´avenir par la fourniture ou absorption de puissance réactive. Le fonctionnement en tant que déphaseur ne nécessite plus de bruler du charbon dans la centrale.
Tandis que la conversion de la centrale de Westfalen E doit se faire rapidement, la conversion de la centrale de Heyden 4 ne pourra avoir lieu qu´à partir d´octobre 2022 pour des raisons de planification. D´ici là elle a été mise en réserve stratégique afin de suppléer en cas de besoin à la perte de puissance réactive suite à la fermeture de la centrale nucléaire de Grohnde et ainsi éviter des états critiques sur le réseau au début des périodes prolongées de vent faible au printemps 2022.
1) Le facteur de charge est le rapport entre l’énergie électrique effectivement produite par une unité de production sur une période donnée et l’énergie qu’elle aurait produite si elle avait fonctionné à sa puissance maximale durant la même période.
Conformément à la loi de sortie du nucléaire de 2011 trois centrales nucléaires ont été arrêtées définitivement le 31 décembre 2021. Il s´agit des centrales de Gundremmingen unité C, Grohnde et Brokdorf. D´un point de vue technique, ces centrales nucléaires auraient pu être exploitées plus longtemps. Mais le nouveau gouvernement, en fonction depuis le 8 décembre 2021, poursuit, comme on pouvait s´y attendre, la politique hostile au nucléaire du gouvernement sortant.
L´Allemagne perd ainsi 4058 MW nets de moyens pilotables bas carbone dans le sillage des revers de la politique climatique. Mi-décembre, l´Agence Fédérale de l´Environnement (UBA) a annoncé que la production d´électricité à partir des renouvelables accuse en 2021 une baisse d´environ 5% par rapport à 2020 /1/ malgré une augmentation de la puissance installée. En outre, les émissions de CO2 liées à l´énergie ont augmenté d´au moins 4 % par rapport à 2020, selon les premières estimations d´AG Energiebilanzen /2/ dont celles du secteur électrique de 13% /3/.
Les trois dernières centrales nucléaires (Emsland, Neckarwestheim unité 2 et Isar unité 2) d´une puissance totale nette de 4055 MW seront arrêtées fin 2022. Sans qu´une seule tonne de CO2 supplémentaire soit économisée, une augmentation d´au moins un quart de la production renouvelable serait nécessaire d´ici fin 2022 pour pallier les 65 TWh nets produits par le nucléaire en 2021.
Figure 1 : Situation géographique des sites nucléaires allemands y compris les dates butoirs de fonctionnement (les centrales en rouge ont été définitivement arrêtées en 2011), source BDEW
Néanmoins, Steffi Lemke, la nouvelle Ministre Fédérale de l´Environnement, de la Protection de la nature, de la Sûreté nucléaire et de la protection des consommateurs, se réjouit dans le communiqué de presse du 28 décembre 2021 /4/ de l´arrêt définitif des trois centrales nucléaires. « La sortie du nucléaire rend notre pays plus sûr et permet d´éviter des déchets radioactifs ». Elle remercie les employés des centrales nucléaires pour leur « comportement responsable lors de l´exploitation et du démantèlement » mais félicite principalement « les milliers de personnes qui se sont mobilisées sans relâche pour la sortie du nucléaire et le tournant énergétique ».
Selon les Verts Steffi Lemke et Robert Habeck, codirigeant du parti et vice-chancelier en charge du nouveau super ministère de l´Economie, de l´Energie et du Climat, la sécurité de l´approvisionnement en électricité en Allemagne ne serait pas en danger.
Ils s´appuient sur la faible valeur de l´indice SAIDI (System Average Interruption Duration Index) qui donne la durée moyenne d´interruption de l´approvisionnement d´un consommateur final et sur le rapport publié sur la sécurité d´approvisionnement par le gouvernement sortant /5/ lequel arrive au résultat que les consommateurs peuvent être approvisionnés de manière fiable à tout moment à l´horizon de 2030.
Il convient toutefois de noter que l´indice SAIDI ne peut être déterminé que rétrospectivement et ne permet pas de se prononcer sur la sécurité de l´approvisionnement dans le futur /6/ et que la Cour des Comptes avait critiqué le rapport du gouvernement sortant compte tenu des hypothèses trop optimistes et peu plausibles /7/ . Ce rapport part notamment d´une consommation d´électricité de 630 TWh en 2030 soit environ 100 TWh en dessous de la nouvelle estimation d´une consommation brute allant jusqu´à 750 TWh d´ici 2030 /8/ .
Centrales nucléaires arrêtées définitivement fin 2021
Gundremmingen unité C
Trois réacteurs nucléaires ont été construits dans la commune de Gundremmingen située au bord du Danube en Bavière à 40 km au nord-ouest d´Augsbourg.
La centrale Gundremmingen appartient depuis octobre 2019 à RWE Nuclear GmbH. Dans le cadre de l´échange d´actifs avec RWE, E.ON a concédé sa part de la centrale de Gundremmingen dont il détenait 25% via sa filiale PreussenElektra GmbH /9/.
Photo 1 : Site nucléaire Gundremmingen (Bavière), source RWE Power
L´unité A (à gauche sur la photo 1), un réacteur à eau bouillante d´une puissance électrique nette de 237 MW a été arrêtée en 1977. Le démantèlement du réacteur est bien avancé. En 2006, l´unité A a été transformée en centre de technologie utilisé notamment pour le démantèlement des unités B et C.
L´unité B, un réacteur à eau bouillante d´une puissance électrique nette de 1288 MW, a été arrêtée définitivement fin 2017 /10/ .
L´unité C (à droite sur la photo) est dotée d´un réacteur à eau bouillante d´une puissance électrique nette de 1288 MW et de construction identique à l´unité B. C´était le dernier réacteur à eau bouillante encore en service en Allemagne. L´unité C a été raccordée au réseau en novembre 1984, la mise en service industrielle a eu lieu en janvier 1985.
Au cours des 37 années de fonctionnement, l´unité C a produit presque 362 TWh (bruts) et a affiché un coefficient de disponibilité moyen d´environ 90%. Avec une disponibilité de près de 100 % et une production d´électricité d´environ 11,4 TWh, 2021 a été l´année la plus performante de la centrale /11/.
Au niveau de la production annuelle, elle était aussi dans le Top Ten mondial. En outre, la centrale a économisé au total environ 360 millions de tonnes de CO2 par rapport à une centrale à charbon1).
Les trois réacteurs du site de Gundremmingen ont produit ensemble environ 709 TWh. Cela permettrait de couvrir largement la consommation annuelle d´électricité en Allemagne (inférieure à 600 TWh/an).
Brokdorf
La centrale appartenant à PreussenElektra GmbH (83,3%) et à Stadtwerke Bielefeld (16,7%) est située au bord de l´Elbe dans le Schleswig-Holstein près de la commune du même nom, à environ 60 km au nord-ouest de Hambourg.
Photo 2 : Centrale nucléaire Brokdorf (Schleswig-Holstein), source PreussenElektra GmbH
La centrale dotée d´un réacteur à eau pressurisée d´une puissance électrique nette de 1410 MW a été raccordée au réseau en octobre 1986. La mise en service industrielle a eu lieu en décembre 1986.
Au cours des 35 années de fonctionnement, la centrale a produit plus de 380 TWh (bruts) et a affiché un coefficient de disponibilité moyen d´environ 90%. Au niveau de la production annuelle elle a été 21 fois au Top Ten mondial dont deux fois sur la première position /12/.
En outre, la centrale nucléaire de Brokdorf a permis d´économiser au total environ 380 millions de tonnes de CO2 /13/ par rapport à une centrale à charbon1).
Grohnde
La centrale appartenant à PreussenElektra GmbH (80%) et Vattenfall Europe Nuclear Energy GmbH (20%) est située au bord de la Visurge (Weser en allemand) dans la commune d´Emmerthal en Basse-Saxe environ 40 km au sud-ouest de Hanovre.
Photo 3 : Centrale nucléaire Grohnde (Basse-Saxe), source PreussenElektra GmbH
La centrale dotée d´un réacteur à eau pressurisée d´une puissance électrique nette de 1360 MW a été raccordée au réseau en septembre 1984. La mise en service industrielle a eu lieu en février 1985.
Pendant presque 37 années la centrale a produit environ 410 TWh (bruts) et a affiché un coefficient de disponibilité moyen proche de 92% ce qui constitue une valeur record en comparaison internationale /12/. Au niveau de la production annuelle elle a été huit fois sur la première position des Top Ten et a établi deux records du monde en termes de quantité annuelle d´électricité produite. Un autre record a été établi le 7 février 2021 avec l´atteinte d´une production totale brute de 400 TWh /14/. A ce jour, il n´existe aucune autre centrale nucléaire au monde qui ait produit autant d´électricité.
La centrale a permis d´économiser au total plus de 400 millions de tonnes de CO2 par rapport à une centrale à charbon1).
/9/ Sénat (2021) Étude de législation comparée n° 292 – novembre 2020 – Recueil des notes de synthèse de mars à octobre 2020. Les entreprises du secteur de l´énergie en Europe, en ligne : http://www.senat.fr/lc/lc292/lc2927.html
A l´issue des élections fédérales en septembre 2021, les Sociaux-démocrates (SPD), les Verts (Bündnis 90/Die Grünen) et les Libéraux (FDP) sont parvenus fin novembre 2021 à un accord pour former un gouvernement. Le nouveau gouvernement a pris ses fonctions le 8 décembre 2021, le social-démocrate Olaf Scholz a été élu chancelier par le parlement.
Leur coalition « feu tricolore », surnommée ainsi en raison des couleurs des trois partis, a rendu public le 24 novembre 2021 un document posant les bases de leur collaboration pour les 4 prochaines années, le traditionnel contrat de coalition.
Bien que n´étant pas juridiquement contraignant, ce document permet aux partis membres du gouvernement de se positionner sur les sujets majeurs en détaillant les grandes lignes du programme des quatre prochaines années avec pour mot d´ordre : Oser plus de progrès – Alliance pour la Liberté, l´Équité et la Durabilité.
Le nouveau gouvernement en Allemagne plaide pour une économie socio-écologique de marché et fait la part belle à la lutte contre le changement climatique. L´atteinte des objectifs de l´accord de Paris sur le climat est la priorité absolue. Il est prévu de créer un ensemble de règles pour mettre l´Allemagne sur la voie de +1,5 °C, selon le préambule du contrat de coalition.
En supprimant les obstacles au développement des énergies renouvelables un nouveau rythme sera apporté à la transition énergétique. Une part de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité est maintenant visée d´ici 2030 contre 65% par le gouvernement sortant.
Confirmant l´arrêt des dernières centrales nucléaires d´ici 2022, le nouveau gouvernement souhaite aussi accélérer la sortie du charbon, actuellement prévue pour 2038, et l´avancer à 2030 « dans l´idéal ».
Dans le secteur chaleur, une part de 50% des énergies renouvelables est visée d´ici 2030. Pour avancer la décarbonation des transports le contrat de coalition prévoit 15 millions de voitures électriques et un million de bornes de recharge publiques à l´horizon 2030. Seuls les véhicules dits “zéro émission” seront autorisés à la vente à partir de 2035.
Le présent texte résume les grandes lignes de la politique commune du nouveau gouvernement en matière de climat et énergie. Pour plus de détail voir le mémo de l´Office franco-allemand pour la transition énergétique /13/.
Présentation du contrat de la coalition « feu tricolore » (Sociaux-démocrates, Verts et Libéraux) le 24 novembre 2021
Le contrat de coalition de 177 pages décrit au chapitre III « Protection du climat dans une économie socio-écologique de marché » les grandes lignes de la politique commune en matière de climat et énergie /1/.
« La crise du climat menace notre liberté, notre sécurité et notre bien-être », assure le préambule du contrat de coalition. L´atteinte des objectifs de l´accord de Paris sur le climat est la priorité absolue. Il est important de redéfinir l´économie sociale de marché mise en place en Allemagne de l´Ouest après la deuxième guerre mondiale en tant qu´économie socio-écologique de marché.
Protection du climat
L´accord de Paris vise une hausse inférieure à 2 °C, si possible limitée à 1,5 °C. Le gouvernement souhaite aligner sa politique climatique, énergétique et économique sur une limitation à 1,5 °C de l´augmentation de la température. Dans l´avenir la protection du climat jouera un rôle central dans tous les projets de loi. Un stress-test climatique « Klimacheck » devient obligatoire pour les nouvelles lois afin de vérifier leur compatibilité avec les objectifs climatiques.
Critiqué par la Cour Constitutionnelle de Karlsruhe, le gouvernement de Mme Merkel avait avancé l´objectif de neutralité carbone à 2045 il y quelques mois, tout en laissant ouvertes les mesures pour y parvenir /2 /.
Le nouveau gouvernement a l´intention de mettre en place un programme d´urgence pour la protection du climat avec des lois et mesures concrètes avant fin 2022.
L´instrument central de la politique climatique sera le système européen d´échange de quotas d´émission (EU SEQE). L´Allemagne s´engagera au niveau européen pour un prix minimum de la tonne CO2 de 60 €. Si l´Union européenne ne parvient pas à un accord sur un prix minimum, l´Allemagne envisage des mesures nationales appropriées.
L´Allemagne plaide également pour la création d´un deuxième système d´échange de quotas d’émission pour les secteurs de la chaleur et des transports et un système européen unique d´échange de quotas d´émission dans tous les secteurs à partir des années 2030.
Pour réduire les émissions de CO2, il est prévu de conclure avec l´industrie électro-intensive des « carbon contracts for difference » (CCfD), qui visent, pour des technologies ou des secteurs donnés, à combler le différentiel entre le coût de la technologie de décarbonation et le prix du CO2 sur le marché par une compensation de l´État.
En outre, le gouvernement soutient la proposition de la Commission européenne de création d´un « carbon border adjustment mechanism », consistant à mettre un prix du carbone sur les importations de certains biens en provenance de l´extérieur de l’UE ce qui pousserait les partenaires de l´UE à relever leurs ambitions climatiques et réduirait le risque de « fuite du carbone ».
En plus de la création des puits de carbone naturels, le gouvernement reconnait la nécessité des puits de carbone technologiques et compte élaborer une stratégie à long terme pour gérer les quelque 5 % d´émissions résiduelles inévitables.
Secteur électrique
Le pronostic de la consommation d´électricité est relevé un niveau plus réaliste à l´horizon de 2030. Alors que, dans la dernière version de la Loi sur les énergies renouvelables /3/, entrée en vigueur début 2021, le gouvernement sortant tablait encore sur une consommation brute d´électricité de 580 TWh en 2030, le nouveau gouvernement part d´une consommation brute de 680 à 750 TWh d´ici 2030 suite à l´électrification accrue des autres secteurs de l´économie par de nouveaux consommateurs.
Développement des énergies renouvelables
Le nouveau gouvernement vise une part de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité d´ici 2030 au lieu de 65% auparavant. L´atteinte de ce nouvel objectif est très ambitieux, surtout dans le contexte d´une consommation d´électricité croissante. Cela signifie au moins un doublement de la production renouvelable par rapport à 2020 (252 TWh).
La simplification des procédures de planification et d´autorisation des renouvelables pourrait toutefois jouer un rôle d´accélérateur. Par le biais de la pesée des intérêts pour les autorisations de construire, le développement des énergies renouvelables sera temporairement prioritaire jusqu´à l´atteinte de la neutralité carbone.
D´ici 2030, il est prévu d´augmenter la capacité du photovoltaïque à 200 GW (mi-2021 : 56 GW) avec une obligation d´installation solaire pour les nouveaux bâtiments professionnels et celle des éoliennes en mer à 30 GW (mi-2021 : 7,8 GW). Les chiffres entre parenthèses se basent sur des informations de l´Agence Fédérale des Réseaux /4/.
Pour mémoire : dans la dernière version de la Loi sur les énergies renouvelables, le gouvernement sortant visait à l´horizon de 2030 100 GW photovoltaïque, 20 GW éolien en mer et 71 GW éolien terrestre /3/.
Le nouveau gouvernement table sur 40 GW en 2035 et même sur une capacité d´au moins 70 GW d´éoliennes en mer en 2045 ce qui est à la limite de la faisabilité. Une étude publiée en 2020 /5/ conclut qu´une telle capacité prospectée dans la Baie Allemande de la Mer du Nord pourrait avoir, à cause de l´effet de sillage, un impact négatif sur le facteur de charge, un fait qui doit être pris en compte pour la planification future.
Aucune valeur cible n´est fixée pour les éoliennes terrestres dans le contrat de coalition. La superficie réservée aux éoliennes terrestres passerait à 2% du territoire contre actuellement ~ 0,9% selon /6/. Sur cette base, il est possible de déterminer un corridor qui se situe entre 100 et 130 GW de puissance installée en 2030 (fin 2021 : ~ 56 GW) d´après l´évaluation de l´Association de l´Industrie de l´Énergie et de l´Eau (BDEW) /7/. Les mesures facilitant la mise à disposition des surfaces nécessaires seront lancées avec les régions (Länder) et communes au cours du premier semestre 2022.
La bioénergie doit avoir un avenir en Allemagne. Pour cela, il est prévu d´élaborer une stratégie pour la biomasse mais aucune valeur cible n´est fixée dans le contrat de coalition. Le gouvernement sortant avait prévu un objectif de 8 400 MW de capacité installée à l´horizon 2030, afin que la production d´électricité à partir de la biomasse soit maintenue à son niveau actuel.
L´accélération du développement des énergies renouvelables nécessite également une modernisation accrue des réseaux électriques selon le contrat de coalition.
Abandon du nucléaire et du charbon
L´attitude négative du gouvernement allemand vis-à-vis du nucléaire persiste. La sortie du nucléaire d´ici fin 2022 est maintenue. Comme le gouvernement sortant, la coalition « feu tricolore » continue à combattre avec obstination l´énergie nucléaire également au niveau européen et milite en faveur de la fermeture des « réacteurs à risque » situés à proximité de la frontière allemande.
Nouveau est son engagement au niveau européen pour que l´énergie nucléaire supporte elle-même les coûts qu´elle engendre. Ce que cela signifie en détail n’est pas clair. La société allemande d´énergie nucléaire (KTG) suppose que le gouvernement veut s´investir dans des exigences accrues en matière de financement du démantèlement, de la gestion des déchets et de la responsabilité civile des exploitants nucléaires. Des conflits avec les pays voisins pro-nucléaires sont donc prévisibles.
En revanche, le contrat de coalition ne mentionne pas explicitement la taxonomie de l´Union Européenne ni pour le nucléaire ni pour les centrales à gaz naturel.
Un point positif : le nouveau gouvernement soutient la sélection d´un site de stockage définitif pour les déchets hautement radioactifs, ainsi que l´achèvement et la mise en service de l´ancienne mine de fer de Konrad, prévue pour le stockage définitif des futurs déchets de faible et moyenne activité à vie courte.
La loi actuellement en vigueur prévoit l´abandon du charbon en 2038. Le nouveau gouvernement souhaite accélérer la sortie du charbon et l´avancer à 2030 « dans l´idéal ». Le fait que la coalition gouvernementale ait l´intention de ne pas accorder de compensations financières supplémentaires pour l´avancement de la sortie du charbon risque toutefois de donner lieu à des conflits avec les énergéticiens.
Construction de nouvelles centrales à gaz et monitoring de la sécurité d´approvisionnement
Le gouvernement se prononce clairement en faveur de la construction de nouvelles centrales à gaz comme technologie de transition pour garantir l´approvisionnement en cas de sortie avancée du charbon. Elles doivent être construites de manière à pouvoir être converties à terme aux gaz neutres pour le climat (H2-ready). Une étude de Boston Consulting pour le compte de la Fédération de l´Industrie évalue le besoin de nouvelles centrales à gaz d´ici 2030 à environ 40 GW /8/.
Néanmoins, il est loin d´être assuré que la capacité nécessaire pourra trouver des investisseurs et être disponibles à temps. La construction de nouvelles centrales à gaz n´est pas rentable car les heures de fonctionnement seront de plus en plus réduites au fur et à mesure du développement des énergies renouvelables. Les investisseurs ne pourront pas récupérer via le marché « energy only » les moyens financiers nécessaires au financement des coûts fixes des centrales et l´État ne se prononce actuellement pas sur les incitations qu´il accordera aux futurs investisseurs.
De plus il faut tenir compte non seulement des délais de planification, autorisation et construction, mais aussi, à moyen terme, de la perspective de l´utilisation de l´hydrogène, de sa disponibilité suffisante et d´une infrastructure d´hydrogène appropriée pour l´approvisionnement des centrales.
En revanche, il faut saluer le fait que le nouveau gouvernement souhaite contrôler régulièrement la sécurité d’approvisionnement et le développement des énergies renouvelables et pour cela améliorer le monitoring de la sécurité d´approvisionnement d´électricité et de la chaleur. L´étude de scénarios « worst case » comme stress-test, déjà demandés par la Cour des Comptes /9/, est prévue.
Suppression de la charge de soutien des énergies renouvelables
Face à la hausse des prix de l´énergie, le financement de la charge de soutien pour les renouvelables sera assuré à partir de 2023 par l´État, en grande partie grâce aux recettes provenant de la taxe carbone.
Le gouvernement a l´intention de supprimer complètement les subventions des renouvelables après l´abandon du charbon. Il faudrait donc créer, dans le cadre de la réforme envisagée du marché de l´électricité, des possibilités de recettes suffisantes pour maintenir un rythme élevé de développement des énergies renouvelables après 2030.
Secteurs du chaud, du froid et des transports
Concernant le secteur du chauffage, un objectif de 50% de la chaleur produite de manière climatiquement neutre est visée d´ici 2030. Cet objectif est très ambitieux, si l´on considère qu´actuellement seulement 15% ont été réalisés.
Les décisions nécessaires seront prises pour atteindre la décarbonisation du secteur de la mobilité. Entre autres sont prévus :
15 millions de voitures électriques et un million de bornes de recharge publiques à l´horizon 2030 (le gouvernement sortant visait 7 à 10 millions de véhicules électriques en 2030 /12/)
Seuls les véhicules dits “zéro émission” seront autorisés à la vente à partir de 2035 selon la proposition de la Commission européenne
Développement du transport ferroviaire et du transport en commun
Plan National de Déploiement de l´Hydrogène
Le Plan National de Déploiement de l´Hydrogène de 2020 /10/ sera adapté. Au moins 10 GW (au lieu de 5 GW précédemment) d´électrolyseurs seront prévus en 2030, le développement des réseaux d´hydrogène sera accéléré.
L´utilisation de l’hydrogène ne sera pas limité à certains domaines d´application. Mais l´hydrogène vert en tant que « vecteur énergétique » sera utilisé dans un premier temps là où il n´existe actuellement aucune alternative aux combustibles fossiles.
La production de l´hydrogène étant électro-intensive, les énergies renouvelables de l´Allemagne ne pourront pas à elles seules y suffire. Une grande quantité d´hydrogène sera importée à moyen terme.
Pilotage de la transition énergétique
Dans le passé, la Cour des Comptes a critiqué la coordination et le pilotage de la transition énergétique par le Ministère Fédéral de l´Economie et de l´Energie /11/.
Au vu de l´ampleur de la tâche, un super Ministère Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat a été créé, dirigé par Robert Habeck, le codirigeant du parti des Verts et vice-chancelier.
Perspectives
Comme déjà dit plus haut, le contrat de coalition n´est pas juridiquement contraignant mais une feuille de route. Sa mise en œuvre sera donc largement tributaire de la réalité voire du réalisme politique mais aussi des ministres responsables…
Un approvisionnement électrique basé sur des sources d´énergies renouvelables recèle d´importants défis pour les réseaux de transport et de distribution
Les investissements à l´horizon de 2030 dans les réseaux de transport, de distribution et les connexions offshore sont actuellement estimés à 100 – 120 Md€ et pourraient même atteindre 155 Md€ suite au durcissement de l´objectif climatique (neutralité carbone en 2045)
Actuellement la modernisation des réseaux électriques ne suit pas le rythme de celle des énergies renouvelables, ce qui conduit à des effets indésirables (management accru du réseau, flux d´électricité en boucle par les pays voisins)
Les réseaux de distribution qui acheminent le courant jusqu´au client final se trouvent en première ligne de la transition énergétique
Source : Bundesnetzagentur/smard
Un approvisionnement électrique basé sur des sources d´énergies renouvelables recèle de nouveaux défis pour les réseaux de transport et notamment les réseaux de distribution car la majorité de l´électricité produite par les énergies renouvelables est injectée de manière décentralisée et transportée en partie sur de longues distances.
Par conséquent, le développement des réseaux de transport et des réseaux de distribution est une tâche essentielle. Les gisements de vent, dans le nord du pays, étant géographiquement distants des grands centres de consommation, en particulier le sud industriel surconsommateur, l´épine dorsale est constituée par plusieurs tracés nord – sud en courant continu (voir figure) afin de limiter les congestions.
Le plan actuel de développement du réseau de transport /1/, entré en vigueur en mars 2021, prévoit environ 12 200 km terrestres (nouvelles lignes, renforcement des lignes existantes).
Figure 1 : Nouveau plan de développement des réseaux de transport 2030
A cela se rajoute le développement du réseau offshore pour la connexion des éoliennes en mer. Selon le plan de développement actuel le besoin est estimé à 3650 km y compris les 750 km approuvés précédemment.
Suivant le plan de développement actuel, les gestionnaires des réseaux de transport ont estimé les coûts pour la modernisation des réseaux de transport à 62 Md€ à l´horizon de 2030. A cela s´ajoute un montant d´environ 24 Md€ pour la connexion des éoliennes en mer /2/.
Or la construction des lignes est lente. Outre les contraintes administratives, l’installation de nouvelles lignes se heurte aux refus des riverains et des associations de protection de la nature. Les autorités ont pris la décision de la mise en souterrain du réseau électrique pour une grande partie. Pour accélérer le développement du réseau du transport, un avenant à la Loi sur l´Accélération du Développement du Réseau (Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz – NABEG) vise à réduire la bureaucratie et à simplifier les procédures administratives /3/.
Néanmoins, le progrès est toujours insuffisant. Selon la dernière mise à jour du rapport monitoring de l´Agence Fédérale des Réseaux, seuls 1.771 km soit environ 14,5% des 12.239 km ont été réalisés mi-2021.
La figure 2 détaille l´avancement du développement des réseaux de transport /1/.
Figure 2 : État d´avancement de la construction des réseaux de transport mi-2021 (nouvelles lignes, renforcement des lignes existantes)
La Cour des comptes a critiqué à plusieurs reprises /4/, /5/ le développement insatisfaisant du réseau de transport qui accuse en 2020 un retard d´environ 5 ans par rapport au planning initial de 2010. Dans l´état actuel des choses, les lignes à courant continu ne seront pas opérationnelles avant 2025/2026. Selon la Cour, les retards dans le développement du réseau pourraient également avoir un impact sur la sécurité d´approvisionnement.
Effets indésirables de la lente modernisation des réseaux
La lente modernisation du réseau oblige les gestionnaires de réseau de transport à recourir régulièrement à un management accru du réseau. En 2020 environ 1,4 Md€ ont été dépensés pour l´équilibrage du système électrique /6/. La figure 3 montre l´évolution des coûts relatifs à la stabilisation du réseau /11/. Les coûts sont composés de trois éléments : les coûts pour la mise à disposition et le fonctionnement d´une capacité conventionnelle de réserve stratégique, le redispatching & countertrading et l´indemnisation des producteurs d´énergies renouvelables pour l´écrêtement de leur production. L´indemnisation des producteurs d´énergies renouvelables constitue la part la plus importante.
Figure 3 : Evolution des coûts de stabilisation du réseau
En attendant, les flux d´électricité cherchent d´autres voies de circulation dans les pays voisins pour acheminer du courant du nord au sud de l´Allemagne. Ces flux en boucle, appelés « loop flows » sont un autre effet des retards dans le développement du réseau de transport. L´Allemagne fait ainsi reposer la stabilité de son réseau sur ceux de ses voisins.
La figure 4 issue du rapport monitoring de l´Agence Fédérale des Réseaux /7/ montre la situation des flux en boucle (loop flows) qui sont la différence entre les soldes des échanges physiques et commerciaux.
Figure 4 : Loop flows en 2018 et 2019 selon l´Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur)
Les valeurs noires signifient : solde échanges physiques > solde échanges commerciaux donc le volume des échanges physiques dépasse le volume des échanges commerciaux. Les valeurs rouges : solde échanges physiques < solde échanges commerciaux.
Compte tenu du déficit des lignes de transport, le courant est acheminé du nord au sud de l´Allemagne par la frontière orientale via la Pologne, la République Tchèque vers l´Autriche. À la frontière ouest le courant transite via les Pays-Bas, la Belgique et la France vers l´Allemagne du sud.
La transition énergétique bouleverse le rôle du réseau de distribution
Le développement massif des énergies renouvelables pose également un défi majeur aux gestionnaires des réseaux de distribution. Selon l´Agence Fédérale des Réseaux, l´état et le développement des réseaux de distribution sont d´une grande importance pour la mise en œuvre de la transition énergétique /8/.
La majorité des installations d´énergies renouvelables est raccordée aux réseaux de distribution. La décarbonisation des autres secteurs, tels que le secteur des transports, de l´industrie et du bâtiment conduit à la croissance rapide des nouveaux consommateurs tels que l´électromobilité, les pompes à chaleur, le numérique et le stockage d´énergie décentralisé. Les réseaux de distribution qui acheminent le courant jusqu´au client final se trouvent donc en première ligne. D’importants investissements dans l´augmentation de la capacité, la flexibilisation et la numérisation des réseaux de distribution sont donc nécessaires.
Dans le rapport 2020 de l´Agence Fédérale des Réseaux sur l´état du réseau de distribution /8/, les coûts de modernisation sont actuellement estimés à 16 Md€ à l´horizon de 2030.
Le rapport de Frontier Economics établi en collaboration avec l´Université Technique d´Aix-la-Chapelle pour le compte de l´énergéticien E.ON /9/ arrive à des coûts d´investissements nettement plus élevés, de l´ordre de 32 Md€ d´ici 2030 et 111 Md€ à l´horizon de 2050 (voir figure 5). A défaut d´investissement massif, l´augmentation des coûts du système électrique suite à l´écrêtement de la production renouvelable, des restrictions concernant la recharge des véhicules électriques, l´utilisation des pompes à chaleur et lors des interruptions intempestives de l´alimentation électrique, serait plus que probable.
Figure 5 : Besoins d’investissement dans les réseaux de distribution
En l´absence de modernisation des réseaux de distribution les coûts du système électrique augmenteront de 0,1- 0,3 Md€/an en 2030 et de 2,6 – 4,2 Md€/an en 2050 selon / 9/.
Le risque augmente de manière disproportionnée avec le temps (voir 2030 vs. 2050). En cas de sous-développement, le réseau de distribution existant peut encore avoir un effet « modérateur » sur les coûts. À long terme, cependant, les exigences sont si différentes de celles d´aujourd’hui que les coûts du système électrique exploseront si le réseau n´est pas adapté aux nouveaux défis.
Forte hausse des coûts d´investissement pour les réseaux à l´horizon de 2030 suite au durcissement de l´objectif climatique
La décision du gouvernement de durcir l´objectif climatique, soit une réduction des gaz à effet de serre de 65% par rapport à 1990, nécessiterait une augmentation supplémentaire du développement des réseaux. Dans le rapport de Boston Consulting Group (BCG) pour le compte de la Fédération de l´Industrie Allemande (BDI), les investissements totaux dans les réseaux de transport, de distribution et les connexions offshore sont maintenant estimés à 155 Md€ d´ici 2030 /10/.
/3/ Bundesministeriums der Justiz und für Verbraucherschutz (2021), Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz (NABEG), en ligne : https://www.gesetze-im-internet.de/nabeg/
La charge de soutien aux énergies renouvelables électriques tombe en 2022à son plus bas niveau depuis 10 ans ;
La flambée des prix de l´électricité sur le marché de gros et la subvention de l´État financée par les recettes de la taxe carbone entraînent la baisse de la charge de soutien à 37,23 €/MWh en 2022 soit environ – 43% par rapport à 2021;
Une baisse du prix de l´électricité est peu probable compte tenu de l´augmentation des autres composants de ce prix (fourniture, acheminement)
Source : Bundesnetzagentur – smard
Les gestionnaires des réseaux de transport (GRT) ont annoncé mi-octobre le montant de la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques pour 2022 /1/, /2/. Elle diminuera de manière significative, passant de 65 €/MWh en 2021 à 37,23 €/MWh. Le montant diminue donc de près de 43 % et se situe nettement en-dessous du plafond de 60 €/MWh décidé par l´État pour 2022.
Un montant inférieur à 40 €/MWh a été atteint pour la dernière fois en 2012 (35,92 €/MWh) et ce malgré le doublement du volume d´électricité d´origine renouvelable, soit 239 TWh estimés pour 2022 contre 118 TWh en 2012 (voir figure 1).
Figure 1 : Evolution de la charge de soutien et de la production des EnR électriques soutenues /3/
La raison principale de la forte baisse de la charge de soutien est la flambée des prix de l´électricité sur le marché de gros. L´augmentation des recettes de la vente de l´électricité renouvelable au marché réduit considérablement le montant de soutien. Il se rajoute, comme l´année dernière, une réduction supplémentaire grâce à la subvention de l´État. La subvention fédérale est financée par les recettes de la taxe carbone introduite en 2021.
Calcul de la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques (EEG-Umlage) pour 2022
Le calcul de la charge de soutien est basé sur les prévisions de la production d´électricité d´origine renouvelable, le prix de rémunération que les exploitants des installations d´énergies renouvelables reçoivent ainsi que les recettes de la vente de l´électricité au marché.
Les GRT s´attendent en 2022 à une augmentation de la production d´électricité à partir d’énergies renouvelables de 11 TWh par rapport au pronostic de 2021 pour atteindre 239 TWh.
Une indemnisation totale d´environ 34 milliards d´Euros est prévue pour les exploitants d´énergies renouvelables en 2022. Après déduction des recettes prévues par la commercialisation de l´électricité verte au marché et des recettes diverses, le déficit de financement s´élève à environ 20 milliards d´Euros en 2022.
Il s´ajoute la contribution à la réserve de liquidité (Liquiditätsreserve) d´environ un milliard d´Euros permettant aux GRT d´amortir les fluctuations sur le « compte EEG » liées aux incertitudes sur les indemnités à payer aux exploitants d´énergies renouvelables.
La charge de soutien finale sera réduite à 13 milliards d´Euros grâce à la liquidation de la réserve d´environ 4,6 milliards d´Euros sur le compte EEG accumulée suite à l´augmentation inattendue du prix sur le marché de gros et grâce à la subvention de l´État de 3,25 milliards d´Euros.
La figure 2 montre la répartition de la charge de soutien aux énergies renouvelables en 2022 /2/. Comme dans le passé, le photovoltaïque constitue la part la plus élevée de la charge de soutien.
Figure 2 : Répartition des charges de soutien aux énergies renouvelables en 2022 hors TVA /2/
Selon les GRT /2/ le secteur commerce, artisans et services supporte la majeure partie (39%) de la charge de soutien aux énergies renouvelables, suivi par les ménages (34%) et l´industrie (26%). La part restante est supportée par le secteur des transports (voir figure 3).
Figure 3 : Contribution des consommateurs à la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques
Cependant il est douteux que la baisse de la charge de soutien en 2022 conduise à une baisse du prix de l´électricité. Ce prix dépend non seulement de la part « fiscalité » mais aussi de l´évolution des autres composantes, à savoir la part « fourniture » comprenant les coûts de production et commercialisation de l´électricité et la part « acheminement » (transport et distribution). La part « fourniture » augmentera très vraisemblablement suite à la flambée du prix d´électricité sur le marché de gros et les GRT ont déjà annoncé une hausse du tarif d´utilisation du réseau /4/.
Le charbon est avec 27% à nouveau la première source de production électrique lors des trois premiers trimestres 2021. En parallèle, la production éolienne est en recul par rapport à la même période de l´année précédente, passant de 23% à 19%. Déjà au premier semestre 2021 le charbon était le principal contributeur à la production d´électricité.
Les énergies renouvelables ont produit 43% au cours des trois premiers trimestres 2021 contre 46% en 2020. Leur part à la consommation brute est avec 43% en baisse par rapport à la même période de 2020 (48%).
Source : RWE – parc solaire flottant
Ceci est le résultat des calculs préliminaires du Centre de Recherche sur l´Énergie solaire et l´Hydrogène de Bade-Wurtemberg (ZSW) et de la Fédération des Industries de l´Énergie et de l´Eau (BDEW) /1/.
La figure 1 montre la production brute aux 3 premiers trimestres 2020 et 2021.
Figure 1 : Production brute d´électricité aux 3 premiers trimestres 2020 et 2021 et part des énergies renouvelables /1/
Les énergies renouvelables ont produit 43% dans les trois premiers trimestres 2021. Au cours de la même période de l´année 2020, leur part dans la production brute d´électricité était de 46%.
Notamment la production éolienne a connu avec 19% une baisse sensible au cours des trois premiers trimestres de 2021 contre 23% en 2020. Cela s’explique par le fait que l´année en cours a été nettement moins venteuse que l´année précédente. En juin, les éoliennes terrestres n´ont produit que 3,4 TWh, soit la production mensuelle la plus basse depuis août 2015. Le même mois, on a toutefois observé un pic de production d´électricité à partir du photovoltaïque. Grâce à un ensoleillement important et au développement continu des installations photovoltaïques, 7,8 TWh ont été produits en juin 2021. Ce sont 11% de plus que le précédent mois le plus fort, juin 2019, avec 7 TWh. Pour le reste de l´année, la production d´électricité à partir du photovoltaïque s´est située à un niveau moyen.
La part élevée des énergies renouvelables en 2020 a été influencée par les conditions météorologiques très favorables et une consommation d´électricité nettement inférieure au niveau habituel lors du premier confinement en raison de la pandémie /2/. Comme la contribution des énergies renouvelables est calculée en tant que part de la consommation d´électricité, la consommation plus forte en 2021 entraîne à elle seule une réduction de leur part en pourcentage.
Entre 2010 et 2020 la part des énergies renouvelables dans la production brute d´électricité a été multipliée par un facteur de 2,4 tandis que la part de la houille et du lignite a reculé de presque la moitié à environ 24% /3/.
Suite au durcissement des objectifs climatiques /4/, l´exploitation du charbon est au cœur des discussions de formation d´une nouvelle coalition après les élections fédérales du 26 septembre. Si la sortie définitive du charbon, toujours officiellement prévue pour 2038, devait être avancée à 2030 comme le laissent penser certaines déclarations politiques, les chiffres des trois premiers trimestres 2021 ne vont pas dans le bon sens.
Selon les estimations d´Agora Energiewende /5/ les émissions totales de gaz à effet de serre de l´Allemagne augmenteraient en 2021 d´environ 50 Mt CO2éq par rapport à l´année précédente. Il s’agit de la plus forte augmentation depuis 1990. Cela signifierait que l´Allemagne retomberait au-dessous de son objectif climatique de 2020 (moins 40% d´émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990).
Le nouvel objectif d´un approvisionnement en électricité presque 100% renouvelable d´ici 2035 nécessiterait donc un quadruplement des ajouts annuels moyens par rapport à la période de 2010 à 2021, un défi gigantesque.
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