Transition énergétique allemande, Energiewende Deutschland, sortie du nucléaire, énergies renouvelables, économies d´énergie, réduction des émissions de gaz à effet de serre
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).
A l´horizon 2023, environ 22 GW de moyens pilotables (centrales nucléaires et à charbon) seront retirés du réseau. Si les politiciens continuent à adhérer à ce plan, d´ici deux ans l´Allemagne pourrait ne plus être en mesure d´assurer la sécurité de l´approvisionnement en électricité sans apport des pays voisins, une circonstance n´étant pas sans incidence sur la situation électrique du couple franco – allemand.
L´Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur) a publié fin aout 2021 /1/ l´indice SAIDI (System Average Interruption Duration Index) pour l´année 2020. Cet indice donne la durée moyenne d´interruption de l´approvisionnement d´un consommateur final moyen.
La durée moyenne d´interruption en Allemagne a diminué de 1,47 minute par rapport à l´année précédente pour atteindre 10,73 minutes.
Le président de l´Agence Fédérale des Réseaux, Jochen Homann, se réjouit : « La fiabilité de l´approvisionnement en électricité en Allemagne a été une fois de plus très bonne en 2020. La durée moyenne d´interruption en 2019, la plus faible jamais enregistrée, a été à nouveau abaissée en 2020. La transition énergétique et la part croissante des capacités de production décentralisées continuent à n´avoir aucun impact négatif sur la qualité de l´approvisionnement. »
Oui, mais l´indice SAIDI ne peut être déterminé que rétrospectivement et ne permet pas de se prononcer sur la sécurité de l´approvisionnement du réseau dans le futur.
Dans son rapport publié en mars 2021 /2/ la Cour des Comptes allemande a déjà mis en garde contre de potentielles pénuries dans l´offre d´électricité à l´horizon de 2023. D´ici deux ans l´Allemagne pourrait ne plus être en mesure d´assurer la sécurité de l´approvisionnement en électricité sans apport des pays voisins.
Déclassements et centrales en construction entre 2021 et 2023
Entre autres causes le calendrier de sortie du charbon et notamment la fermeture anticipée des centrales à houille et petites centrales à lignite inférieures à 150 MW, déterminée par des appels d´offres. Les résultats des deux premiers appels d´offres (septembre 2020 et janvier 2021) ont été publiés en /3/. Depuis, l´Agence Fédérale des Réseaux a publié les résultats du troisième appel d´offres /4/ et fixé le volume appelé pour le quatrième appel d´offres /5/, pour lequel la date limite de candidature est fixée au 1er octobre 2021.
Le tableau montre les résultats et les années de fermetures prévues (interdiction de brûler de la houille ou du lignite) entre 2021 et 2023 /6/.
Tableau : Résultat des appels d´offres sur la sortie des centrales à houille et petites centrales à lignite inférieures à 150 MW
Sous réserve de la vérification de l´importance systémique par les gestionnaires de réseau de transport, laquelle pourrait éventuellement retarder l´arrêt définitif de l´une ou l´autre des centrales ou une reconversion éventuelle de certaines centrales à d´autres combustibles, une capacité de 8868 MW sera déclassée à l´horizon de 2023.
De plus, le déclassement de 4913 MW de centrales à lignite et de 8107 MW de centrales nucléaires est inscrit dans la Loi /7/. Il se rajoute le déclassement de 373 MW pour diverses raisons (centrales au gaz et à fioul).
La figure montre le déclassement prévu de moyens pilotables et les nouvelles centrales actuellement en construction entre 2021 et 2023.
Figure : Déclassements et centrales en construction entre 2021 et 2023
Sous l’hypothèse que les centrales actuellement en construction seront connectées au réseau à temps, l´Allemagne perdrait donc environ 20 GW à l´horizon de 2023.
L´Allemagne pourrait même perdre progressivement plus de 50 GW de moyens pilotables à l´horizon 2030, si la sortie définitive du charbon, toujours officiellement prévue pour 2038, devait être avancée à 2030 comme le laissent penser certaines déclarations politiques.
Jusqu´à une date récente, le Ministère de l´Économie et de l´Énergie partait du principe que la consommation d´électricité n´augmenterait guère à l´horizon de 2030. Après que cette hypothèse a été fortement remise en question par la Cour des Comptes et par l´industrie, le Ministère a révisé son calcul. Selon une première estimation de mi-juillet 2021, la consommation d´électricité augmenterait jusqu´à 100 TWh d´ici 2030 (~ 665 TWh) par rapport à 2019 (~ 568 TWh) en raison de nouveaux consommateurs (pompes à chaleur, véhicules électriques, production de l´hydrogène par électrolyse). Une analyse détaillée suivra à l´automne 2021. C´est un facteur supplémentaire pour un impact sur la sécurité d´approvisionnement.
La pratique de l´Agence Fédérale des Réseaux de maintenir temporairement en réserve stratégique les centrales à charbon destinées au déclassement est, d´une part, très coûteuse et d´autre part contrecarre les efforts de réduction des émissions de CO2.
La Fédération Allemande des Entreprises de l´Énergie et de l´Eau (BDEW) réclame la construction d´au moins 15 GW de centrales à cogénération au gaz d´ici 2030 pour garantir la sécurité d´approvisionnement /9/. Or, de nouvelles centrales ne sont pas rentables actuellement et le gouvernement n´offre pas les incitations nécessaires au remplacement des centrales à charbon par des centrales à gaz.
Le nouveau gouvernement, à mettre en place après les élections fédérales de fin septembre 2021, devra donc rapidement prendre des décisions.
Au cours du 1er semestre 2021, la production brute d´électricité s´est élevée à environ 292 TWh – en hausse de presque 5% par rapport à la même période de l´année précédente (1er semestre 2020 : 279 TWh). Environ 122 TWh ont été produits à partir des énergies renouvelables, soit environ 10% moins qu´au premier semestre 2020 (environ 136 TWh).
La consommation brute d´électricité a été d’environ 285 TWh (1er semestre 2020 : 271 TWh), soit une augmentation de 5,5%. La part des énergies renouvelables à la consommation brute est avec 43% en baisse par rapport au premier semestre 2020 (51 %) tandis que la part de production à partir des centrales conventionnelles est avec 57% en forte hausse (1er semestre 2020 : 49%). Ce fait a provoqué une augmentation des émissions de CO2 de plus de 6%.
En matière d´échanges commerciaux l´Allemagne était exportatrice nette.
Source : Bundesnetzagentur/SMARD
Ceci est le résultat des calculs préliminaires du Centre de Recherche sur l´Énergie solaire et l´Hydrogène de Bade-Wurtemberg (ZSW) et de la Fédération des Industries de l´Énergie et de l´Eau (BDEW) /1/.
Les conditions météorologiques défavorables en sont la principale raison. Alors que des records ont été établis au cours du premier semestre de 2020 quant à la production d´électricité à partir du photovoltaïque et l´éolien terrestre, cette année, le premier trimestre en particulier, a été inhabituellement peu venteux /2/ et d´un ensoleillement faible. Au deuxième trimestre les conditions météorologiques étaient plus favorables.
Au total, environ 122 TWh ont été produits à partir des énergies renouvelables /6/, soit environ 10% moins qu´au premier semestre 2020 (environ 136 TWh). Avec environ 47 TWh, l´éolien terrestre a été le plus grand producteur d´électricité renouvelable. Le photovoltaïque a fourni 28 TWh, suivi de la biomasse (environ 23 TWh) et l´éolien marin (environ 12 TWh). La production hydraulique s´élève à 10 TWh. Le reste a été produit par les déchets biogènes et l´énergie géothermique.
170 TWh ont été produits à partir des centrales thermiques à flamme et du nucléaire contre 142 TWh au cours de la même période de l´année dernière. Le nucléaire a produit 34 TWh bruts en 2021, environ 7% de plus qu´au premier semestre 2020 (31,8 TWh) selon /1/.
La figure 1 montre la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité aux premiers semestres 2020 et 2021.
Figure 1 : part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité aux premiers semestres 2020 et 2021/1/
Les chiffres en 2021 des énergies renouvelables n´ont été non seulement influencés par les conditions météorologiques défavorables mais également par la consommation d´électricité plus élevée par rapport au printemps 2020 lors du premier confinement en raison de la pandémie. Comme la contribution des énergies renouvelables est calculée en tant que part de la consommation d´électricité, une consommation plus forte entraîne à elle seule une réduction de leur part en pourcentage.
La forte hausse de production de l´électricité provenant de sources d´énergie fossiles, et en particulier à partir de centrales à houille (+ 50%) et lignite (+ 38%) selon /3/, a provoqué une augmentation des émissions de CO2 de 6,3 % au cours du premier semestre 2021 selon les calculs d´AG Energiebilanzen /4/.
Selon les estimations d´Agora Energiewende /7/ les émissions totales de gaz à effet de serre de l´Allemagne augmenteraient en 2021 d´environ 50 Mt CO2éq par rapport à l´année précédente. Cela signifierait une réduction de 37 % par rapport à 1990. L´objectif climatique de 2020 (- 40% vs. 1990) ne serait donc pas atteint en 2021.
Hausse des prix spot
Avec 54,96 €/MWh, le prix spot moyen constaté sur le marché journalier au cours du premier semestre de cette année a plus que doublé par rapport à celui de l´année précédente (23,42 €/MWh).
L´augmentation des prix spot est principalement due à la hausse de la consommation d´électricité. En outre, le prix européen de la tonne de CO2 a considérablement augmenté depuis le début de l´année. Cela vaut également pour les prix spot du pétrole brut et du gaz naturel. La hausse des prix des certificats de CO2 et des combustibles augmente les coûts marginaux de l´électricité produite à partir d´énergie fossiles. Cela se traduit par des prix spot plus élevés, en particulier pendant les périodes où la production à partir des énergies renouvelables est faible.
Tableau : prix spot constatés sur le marché journalier (Phelix-Day-Base) selon /3/
En revanche, le nombre de pas horaires avec des prix négatifs a fortement baissé par rapport au premier semestre 2020.
La comparaison du prix moyen allemand avec ceux des pays voisins montre une tendance similaire dans l´évolution des prix spot.
A titre d´exemple, les prix spot moyens constatés sur le marché journalier en France ont augmenté de 119,3% par rapport à la même période de l´année précédente, soit 58,48 €/MWh au premier semestre 2021 contre 25,71 €/MWh en 2020 selon /3/.
Echanges commerciaux
Comme l´année précédente, l´Allemagne a un solde d´exportation d´électricité positif au cours du premier semestre 2021 /3/. Le solde net a atteint 8,2 TWh, soit une augmentation de 13,9% par rapport à 2020 (7,2 TWh). Le moment où l´électricité est importée ou exportée dépend non seulement de l´offre et de la demande dans le pays concerné, mais aussi des prix de l´électricité des pays voisins.
Développement des énergies renouvelables
L´atteinte des objectifs climatiques ambitieux fixés par la loi sur la protection du climat nécessiterait le doublement de la capacité actuelle des énergies renouvelables en une décennie et par conséquent une augmentation considérable de leur rythme de développement dans les prochaines années /5/ .
Cependant, l´ajout de nouvelles capacités d´énergie renouvelable présente depuis un certain temps des tendances différenciées, en fonction de la filière /6/.
Figure 2 : ajout des capacités photovoltaïques depuis 2015
Alors que l´ajout net de nouvelles capacités photovoltaïques a été supérieur à deux gigawatt par semestre depuis le début 2020 (voir figure 2), l´ajout net de capacités éoliennes est resté à un faible niveau depuis mi-2018 (voir figures 3 et 4).
Figure 3 : ajout des capacités d´éoliennes terrestres depuis 2015Figure 4 : ajout des capacités d´éoliennes maritimes depuis 2015
Au premier semestre 2021, on constate une augmentation modérée de la capacité éolienne terrestre par rapport à la même période de l´année précédente. Toutefois, l´ajout de nouvelles capacités éoliennes reste nettement inférieur au développement de 2015 à mi-2018.
Actuellement, aucun parc éolien maritime n´est sur le point d´être achevé. Avant 2022 au plus tôt, il ne devrait pas y avoir de nouvelles éoliennes maritimes connectées au réseau.
/4/ AGEB (2021) Communiqué de presse Nr. 03/2021 du 03.08.2021: Energieverbrauch und Energiemix verändern sich durch Pandemie und Wetter, en ligne : https://www.ag-energiebilanzen.de/
/6/ Umweltbundesamt (2021), AGEE-Stat : Monatsbericht PLUS mit ergänzenden Informationen zur quartalsweisen Entwicklung der ERNEUERBAREN ENERGIEN in den Sektoren Strom, Wärme und Verkehr, 2. Quartal 2021, Stand 7.7.2021, en ligne : agee-stat_monatsbericht_plus_2021-q2_final
Le gouvernement compte réduire les émissions de gaz à effet de serre de 65% d´ici 2030 par rapport à 1990, contre 55% auparavant, puis 88% d´ici 2040 avec l´intention d´atteindre en 2045 (précédemment 2050) la neutralité carbone. C´est ce qu´a décidé le Conseil des Ministres en mai 2021 pour mettre en œuvre les exigences de la Cour Constitutionnelle Fédérale et anticiper en même temps la contribution allemande au nouvel objectif de l´Union Européenne en matière de climat. Le nouvel objectif du gouvernement a reçu le feu vert du Parlement et du Conseil Fédéral (Bundesrat) fin juin 2021. Pour plus de détails voir /1/ .
La neutralité carbone en 2045 implique une accélération du changement structurel par rapport à une année cible de 2050. Cependant des mesures concrètes pour atteindre le nouvel objectif restent en attente. Pour plus de précisions il faudra certainement attendre la formation du nouveau gouvernement après les élections fédérales en septembre 2021.
Entre temps le Think Tank Agora Energiewende a publié des propositions pour des mesures concrètes ce qui est le sujet du présent texte.
Les défis sont gigantesques, à la limite de la faisabilité et de l´acceptabilité sociétale. La neutralité carbone en 2045 sera une tâche herculéenne dans la mesure où l´Allemagne persiste dans son hostilité vis-à-vis du nucléaire.
Figure 1 : nouveaux objectifs de réduction des gaz à effet de serre
Concept énergétique – neutralité carbone à l´horizon de 2050
Pour atteindre la neutralité carbone à l´horizon de 2050, la transition énergétique repose sur 3 piliers
amélioration de l´efficacité énergétique et réduction de la consommation d´énergie primaire
augmentation de la part des énergies renouvelables dans la consommation d´énergie finale et dans la consommation d´électricité
« Couplage sectoriel », c´est-à-dire électrification des autres secteurs de l´économie et transformation d´électricité en un autre vecteur énergétique (hydrogène, combustible de synthèse)
Le concept énergétique actuel vise une réduction de la consommation d´énergie primaire de 30% d´ici 2030 et de 50% à l´horizon de 2050 par rapport à 2008. Il est prévu d´augmenter la part des énergies renouvelables dans la consommation d´énergie finale brute de 30% d´ici 2030 et de 60 % à l´horizon de 2050. Une part de 65% est actée dans la consommation brute d´électricité en 2030 et la neutralité carbone de la production d´électricité fixée à 2050.
La Loi sur les énergies renouvelables (EEG 2021), entrée en vigueur début 2021, prévoit à l´horizon de 2030 une production de 377 TWh ce qui nécessite une capacité installée d´énergies renouvelables d´environ 200 GW, dont 100 GW photovoltaïque, 70 GW éolien terrestre et 20 GW éolien en mer.
Le Plan de Déploiement National de l´Hydrogène, adopté en juin 2020, se fixe un objectif de 5 GW d´électrolyseurs installés en 2030. A l´horizon 2040 il est actuellement prévu d´accroitre la capacité de production d´hydrogène à 10 GW /3/.
De plus, le gouvernement fédéral a introduit à partir de 2021 une taxe carbone sur les émissions des produits combustibles non couverts par le Système Européen d´Échange de Quotas d´Émissions de l´Union Européenne. Cette taxe vise à inciter le développement des technologies respectueuses de l´environnement.
Nouvel objectif – neutralité carbone à l´horizon de 2045
Le gouvernement compte réduire les émissions de gaz à effet de serre de 65% d´ici 2030 par rapport à 1990, contre 55% auparavant, puis 88% d´ici 2040 avec l´intention d´atteindre en 2045 la neutralité carbone, soit cinq ans plus tôt qu´initialement prévu. Un avenant à la Loi sur la Protection du Climat, fixant le nouvel objectif, a reçu le feu vert du Parlement et du Conseil Fédéral (Bundesrat) fin juin 2021 /1/.
A partir d´une valeur initiale en 2020 de 813 Mt CO2éq laquelle correspond à peu près aux émissions de gaz à effet de serre en 2019, l´avenant à la Loi prévoit maintenant à l´horizon de 2030 un objectif de 438 Mt CO2éq/an, soit une réduction de 37,5 Mt CO2éq par an en moyenne. Cela signifie un facteur de 2,5 par rapport à la réduction entre 1990 (1250 Mt CO2éq) et 2019 (810 Mt Co2éq) soit 15 Mt CO2éq par an en moyenne. La part la plus importante des réductions supplémentaires d´ici 2030 sera supportée par le secteur énergétique (cf. figure 2) soit une réduction de 172 Mt CO2éq/an.
Figure 2 : réduction des émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 par secteur selon l´avenant à la Loi sur la Protection du Climat
Compte tenu des réductions des émissions de gaz à effet de serre dans le passé (cf. figure 3) les nouveaux objectifs seront un défi important.
Figure 3 : réduction des émissions de gaz à effet de serre entre 2010 et 2020 par secteur /4/
Seuls les secteurs de l´énergie et du bâtiment ont réalisé des baisses d´émissions notables entre 2010 et 2019. Les émissions ont baissé d´environ 30%, soit de 110 Mt CO2éq/an, dans le secteur de l´énergie, cf. figure 3. La réduction drastique des émissions de gaz à effet de serre en 2020 est en grande partie due aux conséquences de la crise sanitaire, principalement dans les secteurs des transports et de l´énergie.
L´avancement de la date de neutralité carbone à 2045 implique une accélération du changement structurel par rapport à une année cible de 2050.
Le gouvernement n´a pas encore précisé les mesures concrètes pour atteindre le nouvel objectif plus ambitieux. Une taxe carbone plus élevée et un développement plus rapide des énergies renouvelables (éolien et solaire) sont considérés comme des mesures d´accompagnement possibles. Pour plus de précisions il faudra attendre la formation du nouveau gouvernement après les élections fédérales en septembre 2021.
Propositions des mesures concrètes du Think Tank Agora Energiewende
Quasi concomitamment aux décisions du gouvernement allemand, le Think Tank Agora Energiewende a publié des propositions pour des mesures concrètes pour atteindre la neutralité carbone en 2045 /2/.
L´étude propose trois étapes vers la neutralité carbone :
réduction des gaz à effet de serre à l´horizon de 2030
au-delà de 2030, seules des technologies sans carbone seront implémentées dans l´industrie, l´électricité, le chauffage et les transports
les 5% d’émissions de gaz à effet de serre non évitables provenant des usages difficilement décarbonables (agriculture et cimenteries) seront compensés par le déploiement des technologies à émissions négatives : puits de carbone naturels (forêts, sols…) et technologiques (captage et stockage du carbone).
Les principaux indicateurs et mesures pour la neutralité carbone en 2045 de l´étude d´Agora Energiewende sont résumés dans l´annexe 1.
L´étude énumère cinq stratégies centrales pour atteindre la neutralité carbone.
Stratégie 1 : Forte augmentation de la part des énergies renouvelables dans la production d´électricité
Dans le secteur énergétique qui comprend la production d´électricité et de chaleur, les raffineries et la fabrication de combustibles fossiles solides, les propositions d´Agora Energiewende /2/ sont axées sur l´augmentation de la part des énergies renouvelables à 70% minimum dans la production d´électricité, la décarbonation de la production de la chaleur à distance et l´accélération du déploiement de la production d´hydrogène par électrolyse.
La part des énergies renouvelables devrait représenter 70 % de la production d´électricité d’ici 2030 et presque 100 % au plus tard en 2045, cf. figure 4.
Pour atteindre une part de 70% des énergies renouvelables, et en tenant compte d´une hausse de la consommation brute de l´ordre de 50 TWh par rapport à 2019 (~ 590 TWh), il faudrait selon /2/ porter la capacité installée à 268 GW dont 150 GW photovoltaïque, 80 GW éolien terrestre et 25 GW éolien en mer.
La hausse de la consommation est due aux nouveaux consommateurs dans le cadre du «couplage sectoriel», c´est-à-dire une électrification des autres secteurs de l´économie (pompes à chaleur, véhicules électriques, production d´hydrogène par électrolyse, numérique).
Le doublement de la capacité actuelle des énergies renouvelables (2020 : ~ 132 GW) en une décennie nécessite un boom de la construction sans précédent. A titre de comparaison, entre 2010 et 2020, l´augmentation annuelle moyenne de la puissance éolienne terrestre a été de 2,8 GW et celle du photovoltaïque 3,6 GW /5/. Il faudrait donc doubler l´ajout annuel de la capacité de l´éolien terrestre et tripler celle du photovoltaïque d´ici 2030.
A l´horizon de 2045, la consommation brute d´électricité pourrait augmenter à plus de 1000 TWh/an selon /2/ et la production nette d´électricité serait de l´ordre de 900 TWh. L´augmentation de la consommation d´électricité d´ici 2045 sera imputable pour environ 160 TWh aux transports, pour 150 TWh à la production d´hydrogène et pour environ 90 TWh à l’industrie.
La production serait neutre en carbone grâce à un parc d´énergies renouvelables de presque 610 GW (~ 385 GW photovoltaïque, ~ 145 GW éolien terrestre et ~ 70 GW éolien en mer). Cela signifie encore un doublement par rapport à l´objectif de 2030, cf. figure 4.
Une tâche herculéenne dans la mesure où l´Allemagne persiste dans son hostilité vis-à-vis du nucléaire.
Figure 4 : puissance installée et production nette des énergies renouvelables selon /2/, la valeur de 2019 selon /5 /
Une puissance installée d´énergies renouvelables intermittentes de l´ordre de 600 GW peut causer des surplus de production importants. On s´attend à un certain lissage grâce à l´absorption du surplus de production par les électrolyseurs et les grands sites de stockage d´énergie dans les Alpes et en Scandinavie et à court terme par le stockage en batterie et la vente à la bourse. Une partie des pics de production volatile d´énergies renouvelables ne pourra être absorbée malgré l´augmentation de la flexibilité du système électrique.
Agora Energiewende suppose qu´il faudrait écrêter de l´ordre de 50 TWh de la production des énergies renouvelables en 2045, soit environ 5 % de la production totale, cf. figure 4.
Dans le même temps, la capacité des systèmes de stockage sera considérablement augmentée. Il s´agit notamment du stockage central par batterie, du stockage domestique associé à une installation photovoltaïque et aux véhicules électriques (vehicle to grid). Grâce à leur potentiel de gestion de la demande, ces systèmes de stockage apportent une contribution importante à l´intégration des énergies renouvelables et à la réduction des pics de la demande «résiduelle» (c´est-à-dire non couverte par la production renouvelable).
Un autre pilier de la sécurité d´approvisionnement sera le développement des capacités d´ interconnexion entre les pays.
La demande d´électricité en Allemagne varie actuellement entre environ 40 GW en été et 85 GW en situation de pointe en hiver. En revanche, on peut s´attendre à une augmentation de la pointe annuelle à environ à l´horizon de 2045 en raison des nouveaux consommateurs d´électricité. Selon les gestionnaires de réseaux /7/, la pointe annuelle pourrait atteindre 100 GW.
Selon Agora Energiewende /2/ il faudra à l´horizon de 2045 maintenir, pour suppléer aux carences des énergies renouvelables intermittentes, un parc de moyens pilotables en back-up, de l´ordre de 80 GW, dont notamment des centrales à gaz.
Une capacité de 20 GW supplémentaires à faible émission de CO2 (centrales à gaz ou à cogénération, turbines à combustion) sera nécessaire d´ici à 2030 et 30 GW de plus d´ici à 2045. Ces centrales seront alimentées dans un premier temps par gaz naturel et à l´horizon de 2045 par l´hydrogène.
Cependant la construction de nouvelles centrales au gaz n´est pas rentable à l´heure actuelle et le gouvernement n´offre pas de sécurité aux investisseurs pour encourager le remplacement des centrales à charbon par des centrales à gaz. Même les 30 GW de centrales à gaz existants sont soumis à une pression économique considérable.
Pour l´avancement de la sortie du charbon à 2030, proposé par Agora Energiewende /2/, il serait nécessaire de rouvrir l´accord qui a été conclu, après des mois d´âpres négociations, avec les régions charbonnières et les énergéticiens.
Une autre option pour accélérer la sortie du charbon serait une hausse importante de la tonne de CO2 dans le cadre du système d´échange de quotas d´émission (SEQE) sur décision de l´UE. Agora Energiewende prévoit une augmentation du prix de la tonne de CO2 dans le cadre de SEQE à 52 €2019 en 2030 et à 80 €2019 en 2045 (voir annexe 1).
En revanche, l´Agora Energiewende n´a pas étudié l´impact sur le développement des réseaux d´électricité. Le développement des réseaux électriques ne suit pas actuellement le rythme de développement des énergies renouvelables et ceci sans tenir compte de l´accélération préconisée de leur développement. Selon la Cour des Comptes /8/, le planning accuse actuellement un retard de 5 ans qui pourrait encore augmenter.
Le développement massif des énergies renouvelables pose également un défi majeur aux gestionnaires de réseaux de distribution, car cette électricité est principalement injectée dans leurs réseaux.
Stratégie 2 : Efficacité énergétique, la consommation d´énergie primaire sera réduite de moitié d´ici 2045 par rapport à 2018, en particulier dans le secteur du chauffage
Selon Agora Energiewende il faudrait baisser la consommation d´énergie primaire à environ 8600 PJ d´ici 2030, soit une réduction de 40% par rapport à 2008 contre les 30% actuellement prévus par le gouvernement. A l´horizon de 2045, la consommation d´énergie primaire baissera à environ 6500 PJ, soit – 55% par rapport à 2008. L´objectif actuel est une réduction de 50% par rapport à 2008 d´ici 2050.
Figure 5 : Objectifs de réduction de la consommation de l´énergie primaire (valeurs jusqu´à 2020 selon / 9 /)
Suite à la crise sanitaire, la consommation énergie primaire a baissé à un niveau historique en 2020, soit 8% par rapport à 2019. L´objectif de la transition énergétique d´une réduction de 20% par rapport à 2008 a néanmoins été manqué /10/.
Stratégie 3: Couplage sectoriel – l´électricité remplace le pétrole et le gaz dans les secteurs des transports et du bâtiment
Le «couplage sectoriel», c´est-à-dire une électrification des autres secteurs de l´économie est le principal instrument pour leur décarbonation et baisser la consommation.
Agora Energiewende prévoit à l´horizon de 2030 un parc de 14 millions de voitures électriques, 6 millions de pompes à chaleur et une augmentation d´au moins 50% du taux de rénovation des bâtiments à 1,6% par an.
A titre de comparaison, l´objectif actuel à l´horizon de 2030 est un parc de 7 à 10 millions de véhicules électriques, 3 à 4 millions de pompes à chaleur et une production d´hydrogène « vert » d´environ 14 TWh. Jusqu´à maintenant le taux de rénovation des bâtiments s´est élevé à environ 1% par an /11/.
Le taux de rénovation annuel moyen du bâtiment devrait passer à près de 1,75 % entre 2030 et 2045.
Dès 2032, la vente de véhicules essence et diesel neufs sera interdite. D´ici 2045, la quasi-totalité des véhicules à moteur thermique seront remplacés par des voitures électriques. Le transport routier sera également assuré presque exclusivement par des véhicules à batterie ou des véhicules reliés aux caténaires ou des véhicules à pile à combustible hydrogène dès 2045, tout comme les bus et les trains.
L´installation progressive des systèmes de chauffage décarbonés et le raccordement des bâtiments aux réseaux de chaleur à distance permettront d´éviter presque totalement les émissions de CO₂ du secteur du bâtiment. Entre 2030 et 2045, le nombre total de pompes à chaleur sera porté à 14 millions.
Stratégie 4 : Hydrogène – pour garantir la sécurité d’approvisionnement du système énergétique et créer une industrie neutre en carbone
A partir de 2030 le gaz naturel sera successivement remplacé par l´hydrogène et des combustibles synthétiques, cf. figure 6.
Figure 6 : besoins en hydrogène et combustibles synthétiques selon Agora Energiewende /2/
Un déploiement de l´ordre de 63 TWh d´hydrogène « vert » est prévu d´ici à 2030. Environ la moitié de cette quantité d´hydrogène sera employée pour la décarbonation de l´industrie.
Il faudrait donc accroitre la capacité de production d´hydrogène à 10 GW à l´horizon de 2030, soit une production d´hydrogène « vert » d´environ 19 TWh. Environ 44 TWh d´hydrogène seront importés.
A l´horizon de 2045 les besoins d´hydrogène et combustibles synthétiques sont estimés à 422 TWh par an dont presque 80% seront importés.
Stratégie 5 : CCS (Carbon Capture and Storage), à partir de 2030 mise en place d´une infrastructure de captage et stockage du carbone
L´avenant à la Loi sur la Protection du Climat s´appuie sur l´augmentation des puits de carbone naturels (comme les forêts, permettant de capter du CO2, ou les sols) pour compenser les émissions résiduelles. Les contributions des puits de carbone naturels sont définies dans l´avenant à la loi pour les années 2030, 2040 et 2045, soit au moins 25 Mt CO2éq en 2030, 35 Mt CO2éq en 2040 et 40 Mt CO2éq en 2045 /1/. Selon Agora Energiewende, la contribution des puits de carbone naturels serait seulement de 11 MtCO₂eq en 2045 (voir annexe 1).
Agora Energiewende estime les émissions résiduelles en 2045 à environ 63 Mt CO2éq (environ 5% des émissions en 1990), dont 65% dans le secteur de l´agriculture et 22% dans le secteur de l´industrie. Les autres secteurs (bâtiments, déchets et énergie) contribuent à environ 13%.
L´élimination de ces émissions résiduelles nécessite la prise en compte des technologies à émissions négatives, cf. figure 7.
Figure 7 : émissions résiduelles et leur élimination grâce aux technologies à émissions négatives à l´horizon de 2045
La réduction des émissions et la séquestration de CO2 seraient donc principalement effectuées via des puits technologiques, cf. figure 7 :
bioénergie avec captage et stockage du carbone (en anglais BECCS : Bioenergy with Carbon Capture and Storage), processus consistant à extraire le CO2 de la bioénergie produite à partir de la biomasse et le stocker dans des formations géologiques appropriées
captage direct dans l´air et stockage du carbone (en anglais DACCS : Direct Air Carbon Capture and Storage), ce qui consiste à extraire le CO2 de l´air ambiant à l’aide d´absorbants liquides ou solides et à le stocker dans des formations géologiques appropriées
captage du CO2 par transformation en polymère organique. Les matières premières « vertes » naphta ou autres hydrocarbures seront produites avec du CO₂ capté dans l’air ou à partir de la biomasse.
Estimation des coûts
L´étude /2/ ne contient pas d´estimation des coûts. Lors du séminaire du 20 mai 2021 “Climate Neutrality by 2045: What does this mean for Germany? What does it mean for the EU Green Deal?” un investissement additionnel de l´ordre de 75 Md € par an a été évoqué /12/.
L´étude de Boston Consulting Group (BCG) et Prognos AG /13/ pour le compte de la Fédération de l´Industrie Allemande modélise des trajectoires climatiques jusqu´en 2050 en prenant en compte de manière détaillée les cinq secteurs suivants : industrie, transports, ménages/commerce/artisanat, énergie/transformations énergétiques et agriculture/déchets.
La réalisation des objectifs climatiques nécessiterait des investissements supplémentaires de 2300 Md € dans le scénario « 95% » entre 2015 et 2050, soit une moyenne d´environ 70 Md € par an. Un avancement à 2045 de la neutralité carbone portera les coûts à environ 80 Md € par an soit le même ordre de grandeur que l´estimation d´Agora Energiewende. En pourcentage du PIB (3450 Md € en 2019), ces dépenses représentent une part d´environ 2,3% /an.
Conclusion
L´avenant à la Loi sur la Protection du Climat instaure un cadre pour les prochaines années et décennies. Il est toutefois regrettable que l´Allemagne ne mène pas une politique climatique en coordination avec ses partenaires européens et fasse cavalier seul.
Avec le nouvel objectif climatique, le gouvernement a considérablement augmenté les contraintes imposées aux citoyens et aux entreprises. La protection du climat et la transition énergétique seront certainement des sujets clés de la campagne électorale en vue des élections fédérales fin septembre 2021. Le nouveau gouvernement devra ensuite définir des mesures concrètes.
Les défis sont gigantesques, à la limite de la faisabilité et de l´acceptabilité sociétale. Les ambitions de l´Energiewende seront à l´épreuve des faits dans les prochaines années, il est donc important de suivre l´avancement de près.
Annexe 1 : Principaux indicateurs pour la neutralité carbone en 2045 selon Agora Energiewende /2/
Au 1er trimestre 2021, 138 TWh nets ont été produits en Allemagne. Selon les résultats préliminaires de l´Office Fédéral de la Statistique (Destatis), il s´agit d´une réduction de 2,6 % par rapport au 1er trimestre 2020. Alors que la majorité de l´électricité produite au 1er trimestre 2020 provenait des énergies renouvelables (51,4 %), les centrales conventionnelles ont pris le devant au 1er trimestre 2021 avec une part de 59,3 %. Le volume d´électricité provenant de moyens conventionnels a augmenté de 18,9 % par rapport à la même période de l´année précédente.
La production à partir des énergies renouvelables a diminué de 23 %. Une météo défavorable a entraîné une baisse significative de la production éolienne de 32,4 % par rapport au 1er trimestre 2020, qui a dû être compensée par une utilisation accrue des centrales à combustible fossile afin de garantir la sécurité de l´approvisionnement.
Ce premier trimestre 2021 a mis en évidence une fois de plus la forte variabilité inter-saisonnière de la production éolienne.
Source : Bundesnetzagentur/smard
Avec cette baisse de 32,4 % de la production éolienne par rapport au 1er trimestre 2020, soit – 35% pour l´éolien terrestre et – 17% pour l´éolien en mer, la production nette a été avec 33,5 TWh la plus faible pour un 1er trimestre depuis 2018, et ce, malgré l’augmentation de la puissance installée d’environ 12% (6,6 GW) sur la même période ! Au 1er trimestre en 2019 et 2020, la production éolienne avait atteint des valeurs nettement plus élevées en raison de tempêtes printanières. En revanche, le 1er trimestre de 2021 a été comparativement peu venteux (voir figure 1).
Outre les épisodes de production éolienne quasi nulle sur plusieurs jours, observés généralement plusieurs fois par an /3/, l´année 2020 a déjà mis en évidence une forte variabilité inter-saisonnière de la production éolienne /4/. Ce phénomène semble se poursuivre en 2021 et démontre que l’augmentation de la puissance installée n’entraîne pas automatiquement l’augmentation linéaire de la production éolienne.
Figure 1 : Production éolienne nette au 1er trimestre 2021/source : BDEW /2/
Les centrales hydroélectriques ont produit 1 % en moins, la contribution du photovoltaïque est restée stable, tout comme celle des bioénergies.
Le charbon – principale source de production d´électricité au 1er trimestre 2021
Au premier trimestre de 2019 et de 2020, la production des centrales conventionnelles a été réduite en raison de la forte production éolienne et de la priorité d´injection de l´électricité provenant des énergies renouvelables. En revanche, au premier trimestre 2021, la baisse de production éolienne a été compensée principalement par la hausse de production des centrales au charbon et au gaz. La production nette à partir de centrales au charbon a augmenté de 26,8 % par rapport à la même période de l´année précédente pour atteindre près de 40 TWh. Avec une part de 29 % à la production totale, le charbon était la source de production d´électricité la plus importante au 1er trimestre 2021. La production nette des centrales au gaz a augmenté de 24,0 % pour atteindre 22,5 TWh. La contribution du nucléaire est restée stable (12%).
Figure 2 : Parts en pourcentage des différents moyens de production à la production nette aux 1ers trimestres 2020 et 2021 /1/
Augmentation significative des importations d´électricité
Le volume d´électricité importée a augmenté de 18,4 % par rapport au 1er trimestre 2020 pour atteindre 12,2 TWh au 1er trimestre 2021. Les importations d’électricité en provenance de la République tchèque ont augmenté de + 220 %, tandis que les importations en provenance de France ont diminué de manière significative soit – 44,7 %.
Le volume d´électricité exporté a diminué de 4,3 % pour atteindre 20,1 TWh. Dans l´ensemble, l´Allemagne reste exportatrice.
Hausse du prix au marché spot
En 2021 jusqu’à aujourd´hui, la moyenne glissante sur 60 jours du prix Phelix-day-base pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg est à 52,48 €/MWh, soit plus de 70% supérieure à la moyenne de l´année 2020 (30,47 €/MWh). L´une des raisons de ces prix plus élevés pourrait être la consommation d´électricité comparativement plus importante, avec en même temps une production plus faible en énergies renouvelables.
Figure 3 : Prix au marché spot entre 2011 et 2021 selon /5/
La Loi Fédérale sur la Protection du Climat (Bundes – Klimaschutzgesetz), entrée en vigueur le 18.12.2019, vise la neutralité carbone à l´horizon de 2050, impose une réduction de 55 % des émissions des gaz à effet de serre d´ici 2030 par rapport à 1990 et fixe par secteur les volumes de réduction annuelle sur cette période.
Le 29 avril 2021 la Cour Constitutionnelle Fédérale de Karlsruhe a publié son jugement de mars 2021 selon lequel les dispositions de la Loi Fédérale sur la Protection du Climat ne sont pas conformes aux droits fondamentaux, dans la mesure où ne sont pas prévues des exigences suffisantes pour la réduction ultérieure des émissions à partir de l´année 2031.
Le législateur est tenu, d´ici le 31 décembre 2022, de régler plus précisément l´ajustement des objectifs de réduction des émissions pour la période postérieure à 2030.
Suite au verdict de la Cour Constitutionnelle, le Conseil des Ministres a adopté dès le 12 mai 2021 un avenant à la Loi. Le gouvernement compte réduire les émissions de gaz à effet de serre de 65% d´ici 2030 par rapport à 1990, contre 55% auparavant, puis 88% d´ici 2040 avec l´intention d´atteindre en 2045, soit cinq ans plus tôt qu´initialement prévu, la neutralité carbone, c´est-à-dire ne pas émettre davantage que ce que l´Allemagne absorbe dans les puits de carbone (forêts, sols…).
L´avenant à la Loi ayant reçu le feu vert du Parlement et du Conseil Fédéral (Bundesrat) fin juin 2021 est entré en vigueur le 31 août 2021 après publication au journal officiel.
Avec les nouveaux objectifs climatiques de l´Allemagne, le gouvernement a considérablement augmenté les contraintes imposées aux citoyens et aux entreprises. Cependant des mesures concrètes pour atteindre ces nouveaux objectifs plus stricts restent en attente.
La Loi Fédérale sur la Protection du Climat, entrée en vigueur le 18 décembre 2019, relie le Plan Climat 2050 et le Programme de Protection du Climat 2030 /1/ , /2/.
La Loi a rendu contraignants les objectifs climatiques nationaux et les engagements européens en matière de climat. Elle a stipulé une réduction des émissions de gaz à effet de serre d´au moins 55% d´ici 2030 par rapport à 1990 et énoncé l´objectif de neutralité carbone à l´horizon de 2050.
La Loi a fixé des objectifs juridiquement contraignants en matière d´émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique à l´horizon de 2030.
Selon la Loi les objectifs nationaux de protection du climat pourront être resserrés si cela s´avérait nécessaire pour atteindre les objectifs européens ou internationaux.
Pour la période après 2030, la Loi de 2019 stipule de déterminer en 2025 des quantités d´émissions annuellement décroissantes pour décrire plus en détail le chemin vers la neutralité carbone à l´horizon de 2050.
Jugement de la Cour Constitutionnelle Fédérale de mars 2021
Le 29 avril 2021, suite à plusieurs plaintes auprès de la Cour Constitutionnelle Fédérale, la Cour de Karlsruhe a publié son jugement de mars 2021 /3/ selon lequel les dispositions de la loi de protection du climat de 2019 ne sont pas conformes aux droits fondamentaux, dans la mesure où ne sont pas prévues des exigences suffisantes pour la réduction ultérieure des émissions à partir de 2031.
Les dispositions actuelles portent atteinte aux libertés des requérants, dont certains sont encore très jeunes. Elles repoussent irréversiblement à la période postérieure à 2030 des charges considérables en matière de réduction d´émissions. Afin de parvenir à l´accord de Paris (maintien de la température moyenne de la planète nettement en dessous de 2 °C par rapport aux niveaux préindustriels, et de préférence en dessous de 1,5 °C) il faudra qu´après 2030 les réductions nécessaires d´émissions interviennent de manière de plus en plus urgente et à brève échéance. Par conséquent, le législateur aurait dû prendre des mesures de précaution destinées à préserver la liberté protégée par les droits fondamentaux et à atténuer ces charges considérables. Pour y parvenir, il est nécessaire de réaliser à temps le passage vers la neutralité carbone.
Le législateur est tenu, d´ici le 31 décembre 2022, de régler plus précisément l´ajustement des objectifs de réduction des émissions pour la période postérieure à 2030.
En revanche, la Cour ne dit pas explicitement que les objectifs actuels de la Loi sur la Protection du Climat sont inconstitutionnels mais attire l´attention sur le fait que les volumes d´émissions fixés pour 2030 conduiraient à épuiser en grande partie le budget résiduel des émissions restant à émettre après 2030 sur la base des calculs du Conseil allemand d´experts en matières environnementales sur le fondement des évaluations de la part du GIEC.
Avenant à la Loi Fédérale sur la Protection du Climat
Nouveaux objectifs à l´horizon de 2030
Suite au verdict de la Cour Constitutionnelle, le conseil des ministres a adopté le 12 mai 2021 un avenant à la Loi /4/. Le gouvernement compte réduire les émissions de gaz à effet de serre de 65% d´ici 2030 par rapport à 1990, contre 55% auparavant.
La figure 1 montre les objectifs sectoriels d´émissions de gaz à effet de serre à l´horizon de 2030 selon la Loi Fédérale sur la Protection du Climat de 2019.
Figure 1 : Objectifs sectoriels d´émissions de gaz à effet de serre à l´horizon de 2030 selon la Loi Fédérale sur la Protection du Climat de 2019
L´avenant à la Loi prévoit de porter l´objectif actuel de 55% à au moins 65 % à l´horizon de 2030 (cf. Figure 2)
Figure 2 : Objectifs sectoriels d´émissions de gaz à effet de serre à l´horizon de 2030 selon l´avenant à la Loi Fédérale sur la Protection du Climat
L´augmentation de l´objectif national en matière de protection du climat pour l´année 2030 s´accompagne d´une modification des objectifs sectoriels d´émissions de gaz à effet de serre pour les années 2023 à 2030 par rapport à la Loi de 2019 (voir tableau 1).
Tableau 1 : Nouveaux objectifs sectoriels d´émissions de gaz à effet de serre pour les années 2020 à 2030
La part la plus importante des réductions supplémentaires d´ici 2030 sera supportée par le secteur énergétique et l´industrie. Selon le gouvernement cela suit d´une part l´idée économique de réduire les émissions là où les coûts de réduction sont les plus bas et d´autre part le fait que ces secteurs sont ceux aux émissions les plus élevées.
Ce nouvel objectif national plus ambitieux anticipe en même temps la contribution allemande au nouvel objectif contraignant de l´Union Européenne en matière de climat à l´horizon 2030 consistant à réduire les émissions nettes d´au moins 55 % par rapport à 1990.
Objectifs de réduction des émissions pour la période postérieure à 2030
Conformément au jugement de la Cour Constitutionnelle exigeant de définir des objectifs de réduction des émissions pour la période postérieure à 2030, l´avenant à la Loi prévoit pour les années 2031 à 2040 des objectifs de réduction annuels intersectoriels, cf. tableau 2
Tableau 2 : Objectifs de réduction annuelle nette des émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990 pour la période de 2031 à 2040
Comme l´a stipulé la Cour Constitutionnelle, il en résulte une trajectoire de réduction concrète avec l´objectif d´une réduction d´au moins 88 % à l´horizon de 2040 par rapport à 1990 ce qui correspond à des émissions nettes en Allemagne d´environ 150 Mt CO2éq.
La répartition des réductions entre les différents secteurs sera décidée en 2024, lorsqu´au niveau européen les objectifs en matière de climat à l´horizon 2040 auront été fixés.
Selon l´avenant à la Loi l´Allemagne doit parvenir d´ici 2045, soit cinq ans plus tôt qu´initialement prévu, à la neutralité carbone, c´est-à-dire ne pas émettre davantage que ce qu´elle absorbe dans les puits de carbone (forêts, sols…). Des émissions négatives doivent être atteintes pour la période postérieure à 2050.
Une nouvelle disposition de l´avenant à la Loi est l´appui sur l´augmentation des puits de carbone pour compenser les émissions. Le gouvernement allemand part de l´hypothèse qu´une réduction de seulement 97 % des émissions de gaz à effet de serre pourra être atteinte d´ici 2045 par rapport à 1990 grâce aux objectifs de réduction des différents secteurs économiques. La prise en compte des puits de carbone naturels (comme les forêts, permettant de capter du CO2, ou les sols), sera donc nécessaire.
Les contributions à réaliser par les puits de carbone naturels sont définies dans le projet de loi pour les années 2030, 2040 et 2045, soit au moins 25 Mt CO2éq en 2030, 35 Mt CO2éq en 2040 et 40 Mt CO2éq en 2045.
Le gouvernement allemand présentera au plus tard en 2032 un projet de Loi visant à établir précisément les objectifs de réduction des gaz à effet de serre annuels nets de 2041 jusqu´à la neutralité carbone en 2045. Les nouveaux objectifs sectoriels correspondants seront définis en 2034.
Le tableau 3 ci-dessous résume les grandes étapes :
Tableau 3 : Grandes étapes selon l´avenant à la Loi Fédérale sur la Protection du Climat
Renforcement du rôle du Conseil d´experts
Avec l´entrée en vigueur de la Loi Fédérale sur le Climat en 2019, un Conseil d’experts a été nommé en septembre 2020, pour accompagner le processus de réduction des émissions de gaz à effet de serre. L´avenant de la Loi renforce son rôle et stipule que le Conseil d´experts soumettra, en 2022 puis tous les deux ans, un rapport au parlement et au gouvernement fédéral sur l´évolution des émissions de gaz à effet de serre, les tendances des niveaux d´émission annuels et l´efficacité des mesures en vue d´atteindre les objectifs visés. En outre, le parlement ou le gouvernement fédéral peuvent demander au Conseil d´experts d´élaborer des rapports spéciaux.
Perspectives d’avenir
En plus de l´adoption de la nouvelle loi sur la protection du climat, le gouvernement a annoncé un programme immédiat avec lequel il soutiendra la mise en œuvre des nouveaux objectifs de protection du climat pour les différents secteurs. Il s´agit d´un financement supplémentaire d´un montant maximal de 8 Md€, mais aussi des exigences supplémentaires. Par exemple, les normes énergétiques pour les nouveaux bâtiments seront renforcées.
Le projet de Loi sur la Protection du Climat ne précise pas comment les nouveaux objectifs sectoriels d´émissions de gaz à effet de serre seront concrètement atteints.
Une taxe carbone plus élevée, une sortie accélérée de la production d´électricité à base de charbon/lignite et un développement plus rapide des énergies renouvelables (éolien et solaire) sont considérés comme des mesures d´accompagnement possibles. Entre temps le Think Tank Agora Energiewende a publié des propositions pour des mesures concrètes /7/.
Le manque de mesures concrètes est également critiqué par la Fédération des Entreprises de l´Énergie et de l´Eau (BDEW) /5/ : « ce qui a fait totalement défaut pendant longtemps, c´est la traduction des objectifs en mesures concrètes qui permettent réellement d´atteindre les objectifs ambitieux ».
Parmi les problèmes non résolus, celui du remplacement dans les années à venir des centrales à charbon/lignite par des moyens pilotables de production à faible émission de CO2, basés dans un premier temps sur le gaz et, à l´avenir, sur l´hydrogène.
Du point de vue de BDEW, la répartition des réductions supplémentaires entre les secteurs a été fixée de manière trop unilatérale. Sans réductions supplémentaires notables des émissions dans les secteurs des transports, du bâtiment ainsi que de l´agriculture, l´objectif de neutralité carbone ne sera pas atteint.
Les syndicats et les associations sociales s´inquiètent de savoir qui devra supporter le poids des nouvelles restrictions. Les nouveaux objectifs climatiques de l’Allemagne pour 2030 et 2045 entraînent des restrictions massives dans tous les domaines de la vie. Une Loi sur la Protection du Climat sans acceptation sociétale est vouée à l´échec dès le départ.
L´avenant à la Loi Fédérale sur la Protection du Climat (Bundes-Klimaschutzgesetz) ayant reçu le feu vert du Parlement et du Conseil Fédéral (Bundesrat) fin juin 2021 est entré en vigueur le 31 août 2021 après publication au journal officiel. La seule modification importante apportée par le Parlement a été un paragraphe sur une meilleure coordination des différents instruments mis en œuvre au niveau européen et national /6/.
/4/ BMU (2021), Novelle des Klimaschutzgesetzes beschreibt verbindlichen Pfad zur Klimaneutralität 2045, Communiqué de presse du 12.05.2021, Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit, en ligne : https://www.bmu.de/pressemitteilung/9586/
En raison de l´augmentation de la part des énergies renouvelables intermittentes, les mesures de stabilisation du réseau ont gagné en importance ces dernières années. Depuis 2015 on observe une hausse importante des interventions de traitement de la congestion du réseau de transport. Principalement en cause la lente modernisation du réseau qui ne suit pas le rythme de développement des énergies renouvelables.
Les coûts du maintien de la stabilité du réseau se sont élevés à environ 1,4 milliards d´Euros en 2020, soit environ 100 millions d´Euros de plus qu´en 2019, dont plus de la moitié pour l´écrêtement de la production et l´indemnisation des producteurs d´énergies renouvelables.
Les coûts sont répercutés sur le consommateur final via le tarif d´utilisation du réseau.
Scroby Sands Wind Farm, 60 MWe, mis en service 2004, Great Yarmouth, Norfolk, Royaume-Uni/source RWE
Fin avril 2021, l´Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur) a publié le rapport 2020 relatif aux mesures et aux coûts du maintien de la stabilité du réseau électrique en Allemagne /1/.
Les mesures à disposition des gestionnaires des réseaux de transport (GRT) pour assurer l´équilibrage du réseau dans leur périmètre de responsabilité comprennent :
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 pécuniaire 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 pécuniaire.
Depuis 2015, les actions décrites ci-dessus ont gagné en importance en raison de l´augmentation de la part des énergies renouvelables intermittentes. Principalement en cause, la lente modernisation du réseau électrique qui ne suit pas le rythme du développement des énergies renouvelables.
On observe en effet l´accroissement d´un déséquilibre dans la production d’électricité en Allemagne. Tandis que la production des éoliennes dans le nord et l´est du pays équivaut pratiquement au double de la demande, il y a un déficit dans le sud et l´ouest du pays. Les forts flux nord – sud d´électricité conduisent souvent à une congestion du réseau. Les gestionnaires de réseaux de transport sont obligés de réduire la production des centrales conventionnelles en amont et d´augmenter en aval de la congestion. Si cela ne suffit pas, la production des éoliennes est écrêtée.
D´autres causes de la congestion sont le manque de flexibilité des centrales conventionnelles ou des grands consommateurs, la hausse des échanges d´électricité avec les pays voisins et des possibilités encore limitées de stocker ou utiliser l´électricité excédentaire.
En conséquence, des situations de congestion apparaissent de plus en plus fréquemment et entraînent une hausse des coûts des actions correctives.
La figure 1 montre l´évolution de l´ampleur des mesures de redispatching & countertrading des centrales conventionnelles et de l´écrêtement de la production des énergies renouvelables (hors hydroélectricité) et de la cogénération, sur l´impulsion des GRT.
Figure 1 : Interventions des GRT entre 2012 et 2020 pour le traitement de la congestion du réseau de transport
Redispatching
En 2020, les mesures de redispatching à partir de centrales conventionnelles, sur le marché ou en réserve stratégique, se sont élevées à environ 16795 GWh (8522 GWh de réduction et 8273 GWh d´augmentation de la production). Les actions en 2020 ont donc été plus nombreuses que l’année précédente (2019 : 13 521 GWh).
Les raisons les plus importantes sont les suivantes :
Par rapport à l’année précédente, les mesures liées au maintien de la tension ont augmenté, notamment au deuxième trimestre, suite à la baisse de la consommation due à la crise sanitaire.
Le volume des échanges de contrepartie (countertrading) a augmenté en 2020 en raison de l´accord bilatéral entre l´Allemagne et le Danemark. L´accord fixe un minimum pour les capacités d´échange d´électricité ainsi qu´une coopération entre les gestionnaires de réseau de transport dans le cadre des mesures de « countertrading ».
Écrêtement de la production d´énergies renouvelables et de la cogénération
En 2020, un peu moins de 3 % des énergies renouvelables intermittentes et de la cogénération, susceptibles d´être soumises à la mesure « Feed-in management (EinsMan) », ont été écrêtées. Malgré une légère baisse, le volume reste à peu près au même niveau que l´année précédente.
Le volume d´écrêtement s´est élevé à 6146 GWh en 2020 soit une diminution d´environ 5 % par rapport à l´année précédente (2019 : 6482 GWh).
Cette baisse est probablement due à la mise en service successive des extensions du réseau dans le Schleswig-Holstein.
L´écrêtement a concerné à 67% l´éolien terrestre et à presque 29% l´éolien en mer. Ont été notamment concernées les éoliennes en Schleswig-Holstein (50 %) et en Basse-Saxe (34 %). Bien qu´environ 69 % des mesures d´écrêtement aient été effectuées sur le réseau de distribution, environ 79 % des congestions se sont situées au niveau du réseau de transport ou à la limite entre le réseau de transport et de distribution.
Coûts du maintien de la stabilité du réseau
La figure 2 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 d´une capacité conventionnelle de réserve d´environ 283 M€ en 2020 (~ 278 M€ en 2019), le redispatching & countertrading d´environ 355 M€ (~ 291 M€ en 2019) et l´indemnisation des producteurs d’énergies renouvelables pour l´écrêtement de leur production d´environ 761 M€ (~ 710 M€ en 2019). L’augmentation d´environ 7 % de l´indemnisation pour l´écrêtement est due à la réduction accrue de la production des éoliennes en mer.
Il convient toutefois de mentionner que les coûts d´écrêtement sont partiellement compensés par la réduction de la charge de soutien des énergies renouvelables (EEG-Umlage). Les producteurs d´énergies renouvelables indemnisés pour leur production écrêtée ne reçoivent plus, pour cette quantité d´électricité, le soutien au titre de la loi sur les énergies renouvelables.
Figure 2 : Évolution des coûts de stabilisation du réseau
Le volume total des mesures de traitement de la congestion du réseau de transport a augmenté en 2020 par rapport à l´année précédente. Les coûts totaux s´élèvent à environ 1,4 Md€ et ont donc augmenté de presque 8% par rapport à l´année précédente (2019 : ~1,3 Md€).
Toutefois, comme les exploitants peuvent faire valoir leurs droits dans un délai de trois ans, les prévisions peuvent différer des coûts réels versés par les gestionnaires de réseau au cours de l´année. Des ajustements pourraient donc être apportés ultérieurement.
Comme déjà mentionné plus haut, ces coûts sont supportés par le consommateur par le biais du tarif d´utilisation du réseau.
L´Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur – BNetzA) a publié début avril 2021 les résultats du deuxième appel d´offres sur la fermeture anticipée des centrales à houille et petites centrales à lignite inférieures à 150 MW. Trois offres ont été retenues pour un volume de 1514 MW. Les centrales ayant reçu une adjudication ne seront plus autorisées à brûler de la houille ou du lignite à partir du 8 décembre 2021. Les gestionnaires de réseau de transport vérifient maintenant leur importance systémique.
Sur les 11 centrales ayant obtenu une adjudication lors du premier appel d´offres fin 2020, les gestionnaires des réseaux ont identifié pour 3 centrales une importance systémique. L´Agence Fédérale des Réseaux a déjà rejeté une demande, pour les deux autres l´examen est encore en cours.
L´Agence Fédérale des Réseaux a lancé en février 2021 la troisième série d´appels d´offres pour la fermeture précoce de centrales à houille pour un volume appelé de 2481 MW et une indemnisation plafond de 155 000 € par MW. La date limite de candidature a été fixée au 30 avril 2021, les fermetures correspondantes devant avoir lieu d´ici fin 2022.
Ceci montre bien que l´orientation vers un mix électrique à forte proportion d´énergies renouvelables avec l´abandon des moyens pilotables nécessite un suivi conséquent du maintien de la sécurité d´approvisionnement en électricité.
Le calendrier de sortie du charbon sera à l´épreuve des faits dans les prochaines années, avec la fermeture d´ici fin 2022 des dernières centrales nucléaires (actuellement 8,1 GW au réseau).
Centrale à houille Westfalen, tranche E (à droite) à Hamm, Rhénanie-du-Nord-Westphalie, puissance électrique nette 765 MW, mise en service 2014, depuis 2021 en réserve stratégique hors marché électrique, les 4 autres tranches sont déjà en arrêt / source RWE
L´Allemagne encourage la fermeture anticipée de centrales à houille et de petites centrales alimentées au lignite (d´une production inférieure à 150 MW) au moyen d´appels d´offres afin d´indemniser les entreprises qui quittent le marché précocement.
Un premier appel d´offres en 2020 a reçu un accueil favorable de la part des énergéticiens. Selon le communiqué de presse du 1er décembre 2020 de l´Agence Fédérale des Réseaux, 11 offres ont été acceptées, pour un volume total de 4788 MW /1/. Le montant moyen d´adjudication, pondéré en fonction du volume, s´est élevé à 66 259 € par MW.
À partir du 1er janvier 2021, les exploitants d´une centrale ayant obtenu le droit à une prime d´arrêt ne seront plus autorisés à commercialiser leur électricité sur le marché.
Ces centrales ont été mises en réserve stratégique en attendant que les gestionnaires de réseau de transport vérifient leur importance systémique. En cas de résultat négatif, sept mois après l´adjudication, soit à partir du 1er juillet 2021, ces centrales ne peuvent plus brûler de houille ou de lignite. Certains exploitants de centrales envisagent une reconversion aux combustibles alternatifs (par exemple à la biomasse).
Résultat du deuxième appel d´offres sur la sortie des centrales à houille et petites centrales à lignite inférieures à 150 MW
L´Agence Fédérale des Réseaux a publié le 1er avril 2021 les résultats du deuxième appel d´offres sur la sortie des centrales à houille et petites centrales à lignite inférieures à 150 MW /2/. L´enchère a porté sur un volume total de 1500 MW. Pour quitter le marché précocement, une indemnisation maximale de 155 000 € par MW est accordée.
Comme lors du premier appel d´offres, le volume appelé de 1500 MW a été sursouscrit. Selon l´Agence Fédérale des Réseaux, 3 offres ont été retenues (voir tableau 1) pour un volume de 1514 MW. La plus grande centrale acceptée a une puissance de 757 MW et la plus petite de 67 MW. Les montants d´adjudication des offres retenues varient entre 0 et 59 000 € par MW, donc bien en dessous du prix plafond de 155 000 € par MW, chaque soumissionnaire retenu se voyant attribuer un contrat à hauteur de la valeur de son offre individuelle. Par souci de confidentialité, l´Agence Fédérale des Réseaux n´a pas communiqué plus de détails.
Tableau 1 : Centrales ayant reçu une adjudication
Les centrales retenues ne seront plus autorisées à brûler de la houille ou du lignite à partir du 8 décembre 2021.
Les gestionnaires de réseau de transport vérifient maintenant leur importance systémique. Si le résultat est positif, les centrales concernées resteront en réserve stratégique. Cela signifie que l´exploitant ne pourra plus commercialiser l´électricité, mais sera rémunéré afin que la centrale reste disponible pour la stabilisation du réseau en cas de besoin.
Premiers résultats de la vérification de l´importance systémique
Lors du premier appel d´offres, les 11 centrales qui avaient obtenu une adjudication ont été mises en réserve stratégique en attendant que les gestionnaires de réseau de transport vérifient leur importance systémique. Selon le communiqué de presse du 4 mars 2021 de l´Agence Fédérale des Réseaux, les gestionnaires ont identifié pour 3 centrales une importance systémique, soit les centrales Heyden 4 (Uniper), Walsum 9 (Steag) et Westfalen E (RWE).
Les raisons invoquées sont le maintien dans la réserve stratégique de la centrale de Walsum 9 (puissance électrique 370 MW) pour des actions de re-dispatching, et des centrales Heyden (puissance électrique 875 MW) et Westfalen E (puissance électrique 764 MW) pour la fourniture/absorption de puissance réactive nécessaire pour le réglage de tension du réseau.
Les demandes des gestionnaires des réseaux sont en cours d´examen. L´Agence Fédérale des Réseaux prendra une décision au plus tard début juin 2021. Concernant la centrale de Walsum 9, l´ Agence Fédérale des Réseaux a refusé la demande du gestionnaire de réseau Amprion, cf. communiqué de presse du 15 avril 2021 /4/. Selon l´Agence cette centrale ne serait donc pas nécessaire pour la sécurité d´approvisionnement en électricité. Il n´y a donc aucune raison de retarder la fermeture définitive de cette centrale. En conséquence, Walsum 9 ne pourra plus brûler de charbon à partir de juillet 2021.
L´importance systémique des deux autres centrales est encore en cours d´examen. Si ces centrales étaient nécessaires pour la fourniture/absorption de puissance réactive, elles seront soit converties en déphaseur rotatif soit mises en réserve stratégique pour le réglage de tension du réseau.
Lancement de la troisième série d´appels d´offres
L´Agence Fédérale des Réseaux a lancé en février 2021 la troisième série d´appels d´offres pour la fermeture précoce de centrales à houille / 5/. L´enchère portera sur un volume total de 2481 MW pour une indemnisation plafond de 155 000 €/MW. La date limite de candidature a été fixée au 30 avril 2021, les fermetures correspondantes devant avoir lieu d´ici fin 2022.
Selon la Cour des Comptes allemande, le Ministère fédéral de l´Économie et de l´Énergie (BMWi) continue, malgré des avertissements répétés, de gérer la transition énergétique de manière insatisfaisante /1/. Un approvisionnement en électricitéfiable et abordable pour les ménages et les PME serait de plus en plus remis en question.
La sécurité d´approvisionnement serait soumise à des risques dont le BMWi n´a pas pleinement pris conscience. Le monitoring de la sécurité de l´approvisionnement serait lacunaire. Le BMWi aurait adopté des hypothèses sur la sécurité de l’approvisionnement en électricité qui sont soit trop optimistes, soit peu plausibles. Il doit rapidement compléter son monitoring et étudier d´urgence des scénarios qui reflètent de manière fiable les évolutions actuelles et les risques existants affectant l´offre et la demande d´électricité.
En outre, le BMWi n´a toujours pas défini jusqu´à quel niveau de prix l´électricité peut encore être considérée comme « abordable ». Les prix de l´électricité pour les ménages et les PME se situent en tête du classement européen. Une grande partie de la tarification de l´électricité est constituée des composants réglementés par l´État, comme par exemple la charge de soutien des énergies renouvelables et le tarif d´utilisation des réseaux. Ces composants réglementés du prix de l´électricité, jugés trop élevés, mettraient en danger la transition énergétique, son acceptation sociétale et la place économique de l´Allemagne. Pour cela, la Cour des Comptes considère nécessaire une réforme fondamentale de la tarification de l´électricité réglementée par l´État.
Le BMWi conteste les allégations de la Cour des Comptes /2/ en affirmant que la sécurité de l´approvisionnement en Allemagne est, en comparaison internationale, « entièrement garantie » et « très élevée ». En outre, le gouvernement fédéral s´efforce de rendre la transition énergétique « aussi économiquement rentable que possible ». C´est aussi le « moyen le plus durable » contre la hausse des prix de l´électricité et des coûts énergétiques.
Mais dans l´ensemble, le ministère ne parvient pas à convaincre les auditeurs de la Cour des Comptes.
Bundesrechnungshof à Bonn/Allemagne, source Bilderservice Bundesrechnungshof
Lorsque la Cour fédérale des Comptes se penche sur la transition énergétique, elle donne de mauvaises notes au gouvernement fédéral. C´était le cas en 2016, en 2018 et c´est encore le cas cette année.
Déjà dans son rapport spécial, publié en 2018, la Cour des Comptes allemande a critiqué vigoureusement la coordination et le pilotage de la transition énergétique par le Ministère fédéral de l´Economie et de l´Energie (BMWi). L´effort énorme et les lourdes charges pour les citoyens et l´industrie seraient disproportionnés par rapport au maigre résultat obtenu/3/.
« Trop peu de choses se sont passées depuis 2018 » a résumé Kay Scheller, le président de la Cour des Comptes allemande lors de la présentation de son dernier rapport spécial d´environ 50 pages /4/ le 30 mars 2021.
La Cour des Comptes allemande traite dans ce rapport la mise en œuvre de la transition énergétique dans le secteur électrique sous l´aspect de la sécurité d´approvisionnement et du caractère abordable de l´électricité.
Sécurité d´approvisionnement en électricité
La Cour des Comptes critique le rapport de 2019 du BMWi sur la sécurité d´approvisionnement /5/ lequel arrive au résultat que « les consommateurs peuvent être approvisionnés de manière fiable à tout moment et que la demande d´électricité en Allemagne peut être satisfaite à quasi 100 % à l´horizon de 2035 ».
La Cour des Comptes estime que les hypothèses sur la sécurité de l´approvisionnement en électricité adoptées dans ce rapport sont soit trop optimistes, soit peu plausibles.
En particulier, le rapport n´indique pas clairement :
l´impact du retard de la modernisation du réseau de transport sur la sécurité d´approvisionnement (le développement du réseau de transport accuse en 2020 un retard d´environ 5 ans par rapport au planning initial de 2010);
dans quelle mesure les investissements réalisés par les gestionnaires de réseau sont suffisants pour maintenir le niveau de sécurité d´approvisionnement;
si les mesures à disposition des GRT pour assurer l´équilibrage du réseau dans leur périmètre de responsabilité (Redispatching, centrales de réserve, Feed-in management des énergies renouvelables) sont suffisantes pour garantir la sécurité de l´approvisionnement, même dans les conditions d´un développement retardé du réseau de transport et d´une sortie progressive du charbon;
quelles seront les capacités de stockage d´énergie requises et dans quelle mesure elles sont disponibles ou le seront à l´avenir.
Pour d´autres critères, l´évaluation de la sécurité d´approvisionnement repose sur des hypothèses irréalistes ou obsolètes selon la Cour des Comptes. Par exemple, le rapport du BMWi n´a pas suffisamment pris en compte :
le calendrier de sortie du charbon : selon la Cour des Comptes un déficit de capacité allant jusqu´à 4,5 GW serait possible à l´horizon de 2023/2024. De plus, le besoin de capacités de réserve nécessaire pour l´hiver 2022/2023 a été déterminé sans tenir compte du calendrier de sortie du charbon ;
la lente modernisation du réseau de transport et les capacités limitées des interconnexions transfrontalières ayant un impact important sur la sécurité d´approvisionnement ;
le nouveau plan de déploiement national de l´hydrogène et l´électrification accrue des secteurs de la chaleur et des transports entraînant une augmentation considérable de la consommation d´électricité ;
les années avec des conditions météorologiques extrêmes provoquant une faible production d´énergies renouvelables intermittentes (éolien, photovoltaïque).
Mais surtout, le BMWi n´a pas examiné de scénario conjuguant plusieurs facteurs déjà prévisibles et susceptibles d´avoir un impact négatif sur la sécurité d´approvisionnement. Il manque un scénario « worst case » comme stress-test.
Selon la Cour des Comptes, le BMWi doit rapidement compléter et adapter son monitoring de la sécurité de l´approvisionnement en électricité. Sinon, il ne sera pas en mesure de contrer efficacement les menaces réelles qui pèsent sur la sécurité de l’approvisionnement.
Réponse du Ministère fédéral de l´Economie et de l´Energie (BMWi)
Le BMWi utiliserait des indicateurs généralement acceptés au sujet de la sécurité d´approvisionnement en électricité. De plus l´Allemagne fait partie du groupe de tête en matière de sécurité d´approvisionnement. L´indice SAIDI (System Average Interruption Duration Index) – durée moyenne d´interruption de l´approvisionnement d´un consommateur final moyen pendant la période considérée – serait parmi les plus faibles en Europe.
Selon le BMWi, l´Allemagne disposerait d´un système cohérent pour évaluer la sécurité d´approvisionnement, mais le ministère aurait l´intention d´intensifier son monitoring.
Suite à la modification du Code de l´énergie, l´Agence fédérale des réseaux effectue à partir de 2021, en concertation avec le BMWi, un suivi permanent de la sécurité d’approvisionnement dans le domaine de l´approvisionnement en gaz naturel et en électricité. L´Agence fédérale des réseaux effectuera ses propres analyses et publiera un rapport actualisé sur la sécurité d´approvisionnement fin octobre 2021.
Appréciation finale de la Cour des Comptes
Le BMWi doit compléter son monitoring de la sécurité de l’approvisionnement en électricité et étudier de toute urgence des scénarios reflétant de manière fiable les évolutions actuelles et les risques existants qui affectent l´offre et la demande d´électricité.
Abordabilité financière (prix de l´électricité)
La Cour des Comptes mentionne une étude de l´Institut de Düsseldorf (DICE), selon laquelle les coûts cumulés pour 2000 à 2025 de la transition énergétique pour le seul secteur électrique sont estimés à 520 milliards d´Euros cf. chapitre « Contraintes économiques » dans le texte « Énergies renouvelables : de nombreux défis » /6/.
Dès 2018, la Cour des Comptes a recommandé au BMWi de rendre transparent ce qu´il entend par l´abordabilité de la transition énergétique.
Aujourd’hui, le bilan est maigre : le BMWi n´a toujours pas déterminé à quel niveau de prix l´électricité peut encore être considérée comme « abordable ». Les prix de l´électricité élevés pour les ménages et les PME sont préoccupants. Ils sont jusqu´à 43% supérieurs à la moyenne de l’UE et se situent en tête du classement européen.
Seul le prix de l´électricité de l´industrie électro-intensive est au milieu de la fourchette de l´UE. Elle est protégée sous la forme d´un dégrèvement total ou partiel de la charge de soutien aux énergies renouvelables.
Le système actuel de la tarification de l´électricité (taxes et contributions, tarifs d´utilisation des réseaux) risque de faire augmenter sans cesse les prix. Les composants de la tarification réglementés par l´État représentent aujourd´hui environ 75 % du prix de l´électricité. Tous les efforts déployés par le gouvernement fédéral jusqu´à présent n´ont pas permis d´arrêter cette évolution.
Au contraire : la poursuite du développement massif des énergies renouvelables, la modernisation du réseau électrique et la taxe sur le CO2 risquent d´entrainer la poursuite de l´augmentation du prix. De plus il faut compter sur une augmentation de la demande d´électricité, notamment par la mise en œuvre de la stratégie de l´hydrogène et l´électrification accrue des secteurs de la chaleur et des transports (promotion de l´électromobilité et de la chaleur renouvelable, par exemple au moyen de pompes à chaleur). Cela majore le risque d´une augmentation significative du prix de l´électricité.
La Cour fédérale des Comptes estime que la poursuite de la transition énergétique sous cette forme risque de dépasser la capacité financière des consommateurs finaux et par conséquent de compromettre la place économique allemande et l´acceptation sociétale de la transition énergétique.
La Cour des Comptes considère qu´il est nécessaire de réformer fondamentalement les composants réglementés de la tarification de l´électricité afin de faire peser à l´avenir une charge financière raisonnable sur les consommateurs finaux. Une condition préalable est la détermination du niveau de prix auquel l´électricité peut encore être considérée comme « abordable ». Le BMWi doit enfin aborder le sujet.
Réponse du Ministère fédéral de l´Economie et de l´Energie (BMWi)
Le BMWi estime que l´abordabilité financière de la transition énergétique ne peut être représentée par un seul indicateur (par exemple le prix de l´électricité).
Le rapport « monitoring » de la transition énergétique du BMWi s´intéresse à la fois à la vue d´ensemble des dépenses énergétiques et aux aspects individuels de l´abordabilité financière.
Une approche macroéconomique, c´est-à-dire une évaluation des coûts énergétiques sur la base de chiffres agrégés pour l´ensemble des secteurs concernés, est mieux adaptée qu´une évaluation sur la base des prix sectoriels.
Une « vue d´ensemble » montre que pendant plusieurs années il n’y a pas eu d´augmentation des coûts énergétiques des secteurs concernés (chaleur et froid, transports et électricité). Selon le BMWi, le pourcentage des coûts énergétiques pour tous les secteurs concernés par rapport au produit intérieur brut (PIB) est relativement stable autour de 7% (voir figure 1, gauche). Les dépenses ont donc tendance à évoluer en proportion du PIB et ont même baissé ces dernières années par rapport au PIB /7/.
Figure 1 : extrait du rapport monitoring du BMWi /7/ – coûts de la transition énergétique
Bien que le prix de l´électricité en Allemagne ait augmenté plus vite que la moyenne européenne, la part des dépenses de consommation finale en électricité s´est stabilisée à un niveau autour de 2,4% du PIB depuis 2016 en Allemagne (voir figure 1 droite)
Pour le gouvernement allemand, le caractère abordable est l´un des critères directeurs pour une mise en œuvre de la transition énergétique. Le BMWi s´efforce donc de ralentir la dynamique de la charge de soutien des énergies renouvelables.
Selon le BMWi, les nombreuses révisions de la loi sur les énergies renouvelables (EEG) et notamment la mise en place des appels d´offres depuis 2017 ont contribué à limiter la tendance haussière de la charge de soutien. Les tarifs d´achat étant garantis vingt ans, à compter de 2021 les anciennes installations, càd les plus coûteuses, sortiront progressivement du soutien.
A l´avenir, la charge de soutien des énergies renouvelables sera partiellement financée par l´État. Pour l´allègement de cette charge il a été décidé d´utiliser une partie des recettes supplémentaires provenant de la « taxe carbone » sur les émissions des produits combustibles non couverts par le système européen d´échange de quotas d’émissions.
À partir du milieu des années 2020, le BMWi s´attend à ce que la charge de soutien des énergies renouvelable diminue sensiblement.
Selon le BMWi, les indicateurs utilisés permettent d´évaluer l´abordabilité financière de la transition énergétique.
Appréciation finale de la Cour des Comptes
La Cour fédérale des Comptes partage la position du BMWi selon laquelle il n´est pas possible de répondre à la question de l´abordabilité financière sur la base d´un seul indicateur (prix de l´électricité). Elle maintient toutefois sa position : le ministère doit déterminer le niveau de prix auquel l´électricité peut encore être considérée comme « abordable » et réformer fondamentalement les composants de la tarification réglementés par l´État.
Le gouvernement allemand a conclu un accord avec les quatre exploitants nucléaires (EnBW, E.ON/PreussenElektra, RWE et Vattenfall) sur le mécanisme d´indemnisation suite à la sortie accélérée du nucléaire et sur tous les litiges juridiques connexes /1/. L´État accordera une indemnisation totale d´environ 2428 millions d´Euros aux quatre énergéticiens allemands. Le règlement final fera l´objet d´une modification de la Loi Atomique et sera soumis à l´approbation de la Commission européenne en vertu de la réglementation des aides d´État.
L´accord n´a pas de conséquences sur la sortie du nucléaire. Les dernières centrales nucléaires allemandes seront arrêtées au plus tard fin 2022.
Centrale nucléaire de Mülheim Kärlich (1302 MW), la centrale fût arrêtée en 1988 après seulement 13 mois de fonctionnement suite à des irrégularités formelles lors de la construction (source RWE)
La Cour constitutionnelle de Karlsruhe a publié en novembre 2020 un jugement précisant que le 16ème amendement à la Loi Atomique allemande de juillet 2018 était inapplicable et « entaché d´irrégularités formelles ». Par voie de conséquence, le gouvernement allemand devait notamment revoir le dispositif d´indemnisation prévu pour la sortie accélérée du nucléaire, donnant raison au groupe suédois Vattenfall qui jugeait insuffisant le mécanisme de compensation et avait porté l´affaire en justice /2/, /3/.
Le Ministère fédéral de l´Économie et de l´Énergie a publié le 5 mars 2021 un communiqué de presse /1/ annonçant un accord conclu avec les quatre exploitants nucléaires (EnBW, E.ON/PreussenElektra, RWE et Vattenfall) sur des points clés concernant le paiement d´une indemnisation pour la sortie accélérée du nucléaire et tous les litiges juridiques connexes.
Le règlement final fera l´objet du 18ème amendement à la Loi Atomique allemande /5/. Le projet de Loi a été approuvé par le Conseil des Ministres fin mars 2021 /6/.
L´accord prévoit en détail les points suivants :
Indemnisation pour les quotas d´électricité non consommés
L´amendement de la Loi Atomique de 2011 sur la sortie accélérée du nucléaire a rendu impossible la production des quotas d´électricité accordés dans le cadre de la Loi Atomique de 2002, notamment ceux accordés aux centrales nucléaires de Vattenfall/E.ON (Krümmel et Brunsbüttel) et de RWE (Mülheim-Kärlich) /4/.
Les centrales nucléaires déclassées de Krümmel et Brunsbüttel sont la propriété conjointe d´E.ON/PreussenElektra et de Vattenfall. Le quota d´électricité disponible dans ces centrales nucléaires en 2011 sera divisé entre E.ON/Preussenelektra et Vattenfall au prorata de leurs parts.
De plus, E.ON/PreussenElektra achète à Vattenfall 13 TWh du quota d´électricité restant de la centrale nucléaire de Krümmel pour environ 181 millions d´Euros qui seront consommés dans leurs centrales.
L´État paye une indemnisation d´environ 1425 millions d´Euros à Vattenfall pour les quotas non consommés des centrales nucléaire de Brunsbüttel (7,3 TWh) et Krümmel (28 TWh).
RWE reçoit une indemnisation de l´État pour le quota de 25,9 TWh non consommés de la centrale nucléaire de Mülheim-Kärlich, soit un montant total d´environ 860 millions d´Euros.
Au total, l´État accorde donc une indemnisation pour le quota d´électricité non produite de 2285 millions d´Euros.
EnBW a la possibilité d´acquérir jusqu´à 2 TWh par Vattenfall dans la mesure où EnBW déclare un besoin pour la centrale nucléaire de Neckarwestheim 2. Cette option permettrait de réduire d´environ 28 millions d´Euros les coûts pour l´État.
Compensation pour des investissements échoués
Les exploitants nucléaires avaient réalisé des investissements en s´appuyant sur la prolongation d´exploitation de 12 ans en moyenne fixée par l´amendement de 2010 à la loi Atomique qui était entrée en vigueur quelques mois avant l´accident de Fukushima.
Pour ces investissements échoués suite à la décision de sortie accélérée du nucléaire après l´accident de Fukushima en 2011, l´État accorde une compensation de 142,5 millions d´Euros, dont 80 millions d´Euros pour EnBW, 42,5 millions d´Euros pour E.ON/ E.ON/PreussenElektra et 20 millions d´Euros pour RWE.
Clôture des procédures judiciaires et renonciation au recours
Si l´accord est conclu, les énergéticiens s´engagent à retirer toutes les procédures judiciaires en cours et à renoncer à toute réclamation ou recours contre le régime d´indemnisation.
Cela inclut également la clôture de la procédure d´arbitrage international de Vattenfall contre la République fédérale d´Allemagne au Centre international pour le règlement des différends relatifs aux investissements à Washington (CIRDI). Cette procédure d´arbitrage est en cours depuis 2012. Vattenfall avait réclamé plus de 6 milliards d´Euros intérêts compris à l´État allemand /4/.
Chaque partie supporte ses propres dépens et les frais de justice sont divisés en parts égales.
Actions ultérieures
L´accord sera réglementé en détail dans un contrat /7/ avec les énergéticiens.
Le contrat et le projet du 18ème amendement à la Loi Atomique allemande seront soumis à l´approbation du parlement. La Commission européenne doit également donner son accord au nom des règles européennes de la concurrence sur les aides d´État.
L´entrée en vigueur de la Loi Atomique ainsi modifiée et de l´accord négocié avec les énergéticiens est prévu pour le 31 octobre 2021.
Allemagne Energies 