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Texte mis à jour : 30.04.2024

 

Les deux pays se sont engagés dans une transformation importante de leurs systèmes énergétiques qui s´inscrit dans le développement du marché intérieur et de la transition énergétique européenne. La France vise la neutralité carbone d´ici 2050 et l´Allemagne a l´intention d´atteindre la neutralité carbone en 2045, soit cinq ans plus tôt qu´initialement prévu. Les défis, amplifiés par la crise énergétique née de la guerre en Ukraine, sont importants.

Le présent texte est régulièrement actualisé et traite non seulement les mesures phares de la transition énergétique française et allemande mais présente aussi un bilan d´étape sur l’évolution de la situation énergétique des deux pays.

La transition énergétique, le développement des énergies renouvelables et le nucléaire en Allemagne sont traités dans les textes suivants : le tournant énergétique allemand (Allemagne Energies 1), énergies renouvelables : de nombreux défis (Allemagne Energies 2) et l´historique de la sortie du nucléaire (Allemagne Energies 3).

Sommaire

Objectifs et stratégies climatiques de l´Union Européenne (UE)

• Paquet législatif sur le climat et l´énergie à l´horizon 2020
• Transition vers une énergie propre
• Crise énergétique née de la guerre en Ukraine

Mesures phares de la transition énergétique française et allemande

• France
• Allemagne

Comparaison des mesures phares de la transition énergétique française et allemande

• Lutte contre le réchauffement climatique
• Part des énergies renouvelables à la consommation d´énergie finale
• Part des énergies renouvelables dans la consommation d´électricité
• Réduction de la consommation énergétique grâce à l´amélioration de l´efficacité énergétique
• Nucléaire et charbon
• Stratégies pour le développement de l’hydrogène décarboné

Comparaison des situations énergétiques

• Consommation énergétique
• Production et consommation d´électricité
• Parc de production d’électricité et répartition par filière
• Importation et exportation d´électricité

Prix de l´électricité

• Prix spot sur le marché journalier
• Épisodes de prix négatifs
• Prix de l´électricité pour un site industriel
• Prix de l´électricité pour les ménages

Les ménages et l’énergie

• Comparaison de la consommation d’énergie finale
• Population, incapable à maintenir une température adéquate dans le logement par statut de pauvreté

Bilan d´étape en France et en Allemagne par rapport aux objectifs de l´UE

• Réduction des émissions de gaz à effet de serre
• Part des énergies renouvelables dans la consommation brute d´énergie finale
• Taux de couverture de la consommation d´électricité par la production d´origine renouvelable
• Augmentation de l´efficacité énergétique

Bibliographie

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Objectifs et stratégies climatiques de l’Union Européenne (UE)

L´UE a fixé des objectifs en matière de climat et énergie dans le cadre des actions suivantes :

Paquet législatif sur le climat et l’énergie à l’horizon 2020

Le paquet 2020 est un ensemble d´actes législatifs adoptés pour permettre à l´UE d´atteindre ses objectifs en matière de climat et d´énergie à l´horizon de 2020. Il était fondé sur un trio d´objectifs, le 3×20 % (CE 1) :

• Réduction des émissions de gaz à effet de serre de 20 % par rapport à 1990 ;
• Augmentation de la part des énergies renouvelables dans la consommation finale d´énergie à 20 % avec une part d´au moins 10% à atteindre pour le secteur des transports ;
• Augmentation de 20 % de l´efficacité énergétique. La réalisation de l´objectif étant mesurée d´après la réduction de la consommation d´énergie par rapport à un scénario de référence établi en 2007 par la Commission européenne, le scénario Baseline. Ce scénario prend en compte les politiques implémentées dans les États membres jusqu´à fin 2006.

Transition vers une énergie propre

Après que les Nations Unies se sont mises d´accord en 2015 à Paris pour limiter le réchauffement climatique à moins de 2 °C au cours du siècle, et si possible à moins de 1,5 °C, la Commission européenne a présenté en 2019 le « Pacte Vert pour l´Europe » (ou Green Deal) avec l´objectif de faire de l´Union Européenne le premier continent neutre pour le climat d´ici à 2050 (CE 2).

En 2021, la Commission européenne a publié un ensemble de propositions regroupées au sein du paquet « Ajustement à l´objectif 55 » (Fit for 55) en vue de réduire les émissions nettes de gaz à effet de serre de 55% minimum en 2030 par rapport à 1990. En parallèle, le plan vise une accélération sur les gaz renouvelables et bas-carbone (hydrogène, méthane de synthèse et biométhane), un accroissement de l´électrification des usages et de l´efficacité énergétique, qui deviennent une pierre angulaire de la politique énergétique européenne. Pour en savoir plus, cf. (CE 3).

Crise énergétique née de la guerre en Ukraine

Face aux difficultés et aux perturbations du marché européen de l´énergie provoquées par l´invasion russe de l´Ukraine, la Commission européenne a présenté en mai 2022 le plan REPowerEU (CE 5). Dans le cadre de ce plan la Commission propose des mesures pour réduire rapidement la dépendance à l´égard des combustibles fossiles russes et rehausse l´ambition du paquet « Fit for 55 » sur les objectifs de part des renouvelables à la consommation énergétique et de l´efficacité énergétique.

En matière d’énergies renouvelables, une nouvelle directive européenne EU/2023/2413 (dite RED III) est entrée en vigueur en novembre 2023 (EUR-Lex 2023a).

Cette directive rehausse les objectifs pour 2030 sur la part des énergies renouvelables dans la consommation énergétique globale de l’UE (42,5% obligatoires, avec un objectif indicatif supplémentaire de 2,5%  ayant pour but d’atteindre l’objectif de 45%).

Les États membres disposeront d’un délai de dix-huit mois pour la transposer dans leur législation nationale.

En matière d´efficacité énergétique, une nouvelle directive européenne EU/2023/1791 est entrée en vigueur en septembre 2023 (EUR-Lex 2023b).

Selon cette directive il est prévu de réduire la consommation d’énergie finale au niveau de l’Union européenne d’au moins 11,7% en 2030 par rapport au niveau des efforts consentis dans le cadre du scénario de référence de l’Union de 2020 : cela correspond à une réduction de 40,5% de la consommation d’énergie primaire et de 38% de la consommation d’énergie finale par rapport aux projections pour 2030 du scénario de référence de l’Union de 2007.

Concrètement, cela se traduit par une limite supérieure de 763 Mtep pour la consommation d’énergie finale et de 993 Mtep pour la consommation d’énergie primaire d’ici 2030. Cela signifie qu’il y a lieu de réduire la consommation d’énergie finale d’environ 25 % et la consommation d’énergie primaire d’environ 34% dans l’Union par rapport au niveau de 2005.

Tous les États membres contribueront à la réalisation des nouveaux objectifs du paquet « fit for 55 ». Ils fixeront des contributions et des trajectoires nationales dans le cadre de la révision de leurs plans nationaux énergie-climat (PNEC). Pour en savoir plus sur les PNEC des État membres, cf. (CE 4).

Mesures phares de la transition énergétique française et allemande

Dans ce chapitre les mesures phares de la transition énergétique des deux pays, actuellement connues, sont brièvement décrites. Le durcissement des objectifs au niveau européen aura un impact sur les objectifs nationaux. Les deux pays seront amenés à adapter leurs mesures en fonction des objectifs du pacte vert pour l´Europe et du plan REPowerEU.

France

Suite au Grenelle Environnement (CDE 2017a), au débat national et citoyen sur la transition énergétique, à la « Loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte de 2015  (LTECV) » (MTE 2017), la Loi Énergie et Climat a été votée en 2019 pour répondre à l´urgence écologique et l´urgence climatique.

La loi Energie et Climat adoptée en 2019 (MTE 2020) comporte des sujets à la fois très nombreux et majeurs, parmi lesquels la révision des objectifs de politique énergétique de la France. En outre la loi prévoit (Citepa) :

• Remplacement de l´objectif « Facteur 4 » par l´objectif d´atteindre la neutralité carbone à l´horizon 2050 en divisant les émissions de gaz à effet de serre (GES) par un facteur supérieur à six par rapport à 1990
• Ajout d´un nouvel objectif intermédiaire (pour 2023) de réduction de la consommation énergétique finale, ce qui donne désormais :
  • -7% environ en 2023 (base 2012) [nouvel objectif],
  • -20% en 2030 (base 2012) [objectif inchangé],
  • -50% en 2050 (base 2012) [objectif inchangé] ;
• Rehausse de l´objectif de réduction de la consommation énergétique primaire des énergies fossilesen 2030 de 30% à 40% (base 2012) ;
• Rehausse de l´objectif de la part d´énergies renouvelables (EnR) de 32% de la consommation finale brute d´énergie en 2030 à « 33% au moins » ;
• Report à 2035 (au lieu de 2025) de la réduction à 50% de la part du nucléaire dans la production électrique.

La nouvelle stratégie française sur l’énergie et le climat (SFEC) vise à mettre à jour les différents objectifs et documents d’orientation en matière d’atténuation et d’adaptation au changement climatique et en matière de choix sur la production et consommation d’énergie. Le document a été mis en ligne pour consultation publique (MTE 5).

Elle constitue la feuille de route de l’Etat pour atteindre la neutralité carbone en 2050 et contient (citepa 2023) :

• • la loi de programmation (quinquennale) énergie-climat (LPEC) qui devait initialement être adoptée avant le 1^er juillet 2023, puis tous les cinq ans ;
  • la stratégie nationale bas-carbone (SNBC) dont la 3^e version (SNBC 3) est attendue en 2024. Cette nouvelle version sera alignée avec les objectifs européens Fit for 55 ;
  • la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), dont la 3^e version est attendue aussi en 2024 ;
  • le plan national d’adaptation au changement climatique (PNACC).

• La Loi de Programmation sur l´Énergie et le Climat (LPEC) détermine les objectifs :
  • de réduction des émissions de gaz à effet de serre ;
  • de réduction de la consommation énergétique finale (notamment pour la consommation énergétique primaire fossile) et les niveaux minimal et maximal des obligations d’économies d’énergie ;
  • de développement des énergies renouvelables (pour l’électricité, la chaleur, le carburant, le gaz) et de l’hydrogène renouvelable et bas-carbone ;
  • de diversification du mix de production d’électricité ;
  • de rénovation énergétique dans le secteur du bâtiment ;
  • les objectifs permettant d’atteindre ou de maintenir l’autonomie énergétique dans les départements d’outre-mer.

• La stratégie nationale bas-carbone (SNBC) définit la trajectoire de la France pour réduire ses émissions de gaz à effet de serre à l’horizon 2050 (MTE 2). Elle donne des orientations pour mettre en œuvre la transition énergétique dans les grands secteurs d’activité (transport, logement, industrie, agriculture, énergie, déchets) et fixe des « budgets carbone », des plafonds d’émissions de gaz à effet de serre (GES) à ne pas dépasser par période de cinq ans.
  

• La programmation pluriannuelle de l´énergie (PPE), outils de pilotage de la politique énergétique, fixe les priorités d´actions du gouvernement en matière d’énergie pour les dix années à venir, découpées en deux périodes de cinq ans. Cette programmation est actualisée tous les cinqans (MTE 1). Elle traite de l´ensemble des énergies et de l´ensemble des piliers de la politique énergétique : maîtrise de la demande en énergie, promotion des énergies renouvelables, garantie de sécurité d’approvisionnement, maîtrise des coûts de l´énergie, développement équilibré des réseaux, etc.

• Le plan national d´adaptation au changement climatique (PNACC) vise à mettre en œuvre les actions nécessaires pour adapter, d’ici 2050, les territoires de la France métropolitaine et outre-mer aux changements climatiques régionaux attendus (MTE 4). Ce plan concerne les différents secteurs d´activité. Le PNACC complète la SNBC en traitant du volet adaptation au changement climatique de la stratégie nationale sur le climat.

La PPE et la SNBC servent par ailleurs de base pour l´élaboration du plan national énergie-climat (PNEC) que la France doit produire au niveau européen. La PPE, la SNBC et le PNEC forment ainsi un ensemble cohérent qui s´appuient sur un scénario commun énergie-climat-air.

Selon l´annonce du Président de la République en février 2022, la nouvelle stratégie française de l´énergie s´appuiera sur deux piliers – les énergies renouvelables et le nucléaire. Plusieurs décisions ont été prises au sujet du nucléaire et du développement des énergies renouvelables (Gouvernement 2022).

La loi relative à l’accélération de la production des énergies renouvelables été promulguée le 10 mars 2023. Elle a été publiée au Journal officiel du 11 mars 2023 (MTE 2023a). La loi vise à accélérer le développement des énergies renouvelables et à inscrire dans la loi les conditions nécessaires à la réalisation des objectifs en matière des énergies renouvelables formulés par le Président de la République en février 2022.

La Loi du 22 juin 2023 relative à l’accélération des procédures liées à la construction de nouvelles installations nucléaires à proximité de sites nucléaires existants et au fonctionnement des installations existantes a été publiée au Journal officiel du 23 juin 2023.

Elle facilite les procédures administratives pour accélérer la construction de nouveaux réacteurs de type EPR2 sur des sites nucléaires existants. Plusieurs mesures traitent aussi de la planification énergétique, de la prolongation des centrales existantes et des sûreté et sécurité nucléaire.

Le texte actualise la planification énergétique en supprimant l´objectif de réduction à 50% de la part du nucléaire dans le mix électrique à l’horizon 2035 de même que le plafonnement de la capacité de production nucléaire à 63,2 GW. La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) devra être révisée en conséquence (République Française 2023).

Pour plus d´informations cf. chapitre « Comparaison des mesures phares de la transition énergétique française et allemande ».

La trajectoire cible et les budgets de carbone

A court et moyen termes, la France se fixe des budgets carbone c’est-à-dire des plafonds d’émissions à ne pas dépasser par périodes successives de cinq ans. Les budgets carbone sont définis dans la stratégie nationale bas-carbone (SNBC). Les budgets carbone sont fixés par rapport à la trajectoire cible de réduction des émissions de GES que se fixe la France.

Les trois premiers budgets carbone ont été adoptés par décret en 2015 en même temps que la première SNBC (ils couvraient les périodes 2015-2018, 2019-2023 et 2024-2028). Tous les 5 ans, un nouveau budget carbone est défini lors de la révision de la SNBC.

La SNBC 2, adoptée en 2020, a fixé les 2ème, 3ème et 4ème budgets carbone couvrant les périodes 2019-2023, 2024-2028 et 2029-2033, en cohérence avec l’ambition climatique française de l’époque à savoir de réduire d’au moins 40 % les émissions brutes de gaz à effet de serre de la France en 2030 par rapport à 1990 et d’atteindre la neutralité carbone en 2050, cf. figure 1.

Concrètement, la SNBC prévoit, dans son scénario AMS (scénario dit avec mesures supplémentaires), que les émissions de gaz à effet de serre (GES) atteignent un niveau de 80 MtCO_2eq (hors puits de GES) en 2050 (contre 546 MtCO_2eq en 1990 et 458 MtCO_2eq en 2015). Sans pour autant le fixer explicitement comme objectif national de réduction, cela revient à une réduction des émissions d´au moins 85% par rapport à 1990.

Les budgets carbone se répartissent, de manière indicative, par secteur d’activités (industrie, énergie, transports, bâtiments (résidentiel-tertiaire), déchets, agriculture, puis de GES). La figure 2 montre les budgets de carbone par secteur (MTE 2).

La réduction la plus importante est imposée aux secteurs du bâtiment et des transports.

Il est prévu de réactualiser la SNBC en 2024 pour prendre en compte le nouvel objectif collectif de l’UE de réduction des émissions nettes de gaz à effet de serre de – 55% entre 1990 et 2030 (voir plus loin).

Allemagne

La transition énergétique allemande est expliquée en détail en (Allemagne-Energies 1).

La Loi sur les énergies renouvelables (Erneuerbare-Energien-Gesetz, EEG), mise en place en 2000 et l’abandon du nucléaire acté en 2002 constituent des étapes importantes de la politique énergétique allemande.

La transition énergétique repose essentiellement sur le concept énergétique (Energiekonzept), une feuille de route à l’horizon 2050, publiée en 2010  (BMWi 2010). Ce concept définit pour la première fois les grandes orientations de la transition énergétique et fixe des objectifs quantitatifs, cf. (Allemagne Energies 1).

Le nucléaire devait encore bénéficier d´une prolongation de fonctionnement au titre de technologie de transition, avant que quelques mois plus tard, le gouvernement fasse marche arrière et accélère la sortie du nucléaire suite à l´accident de Fukushima (Allemagne Energies 3). Cette décision est appelée « Energiewende », le tournant énergétique.

La trajectoire cible de la Loi sur la Protection du Climat

Alors que le concept énergétique de 2010 prévoyait une réduction entre 80% et 95% des émissions de gaz à effet de serre d’ici 2050 par rapport à 1990, la Loi Fédérale sur la Protection du Climat, entrée en vigueur en 2019, vise la neutralité carbone à l’horizon de 2050.

Critiqué par la Cour Constitutionnelle Fédérale, le gouvernement a durci considérablement ses objectifs climatiques en 2021 (Allemagne Energies 2021a). L’avenant à la Loi sur la Protection du Climat, entré en vigueur fin août 2021, fixe la réduction des émissions de gaz à effet de serre à 65% d´ici 2030 par rapport à 1990, contre 55% auparavant, puis à 88% d´ici 2040 avec l´intention d’atteindre la neutralité carbone en 2045, soit cinq ans plus tôt qu´initialement prévu. Selon la Loi, les émissions résiduelles seront compensées via des puits de gaz à effet de serre dont le potentiel est estimé à au moins 40 Mt CO_2éq en 2045, cf. figure 3. Des émissions négatives doivent être atteintes pour la période post 2050.

Entre 1990 et 2022 la baisse annuelle des émissions s’élève à environ 15 MtCO_2éq. Entre 2023 et 2030 les émissions doivent baisser de presque 40 MtCO_2éq par an pour atteindre l’objectif intermédiaire de 438 MtCO_2éq en 2030.

La Loi sur la Protection du Climat fixe des objectifs en matière d’émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique à l’horizon de 2030. La part la plus importante des réductions supplémentaires sera supportée par le secteur énergétique et celui de l’industrie, cf. figure 4

Comparaison des mesures phares de la transition énergétique française et allemande

La figure 5 expose les mesures phares actuellement connues du « Tournant Énergétique » allemand et de la transition énergétique française.

Lutte contre le réchauffement climatique

Après une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 20 % par rapport à 1990 visée par la Commission européenne dans le paquet législatif sur le climat et l´énergie pour 2020, il est maintenant prévu d´atteindre la neutralité carbone à l´horizon de 2050 et, comme objectif intermédiaire, réduire les émissions nettes de gaz à effet de serre d´au moins 55% d´ici 2030 (voir plus haut).

La France vise la neutralité carbone d´ici 2050 (voir plus haut). Comme étape intermédiaire, la France table maintenant, par rapport à 1990, sur une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 50% au lieu de 40% d´ici 2030 selon le projet du PNEC (Plan National Énergie – Climat), cf. (CE 4).

L´Allemagne vise une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 65% d´ici 2030 par rapport à 1990 et la neutralité carbone d´ici 2045 (zéro émission nette). L´objectif est de parvenir à des émissions négatives après 2050.

Part des énergies renouvelables à la consommation d’énergie finale

Une nouvelle directive européenne (dite RED III) est entrée en vigueur en novembre 2023 (voir plus haut). Cette directive rehausse les objectifs pour 2030 sur la part des énergies renouvelables dans la consommation énergétique globale de l’UE (42,5% obligatoires, avec un objectif indicatif supplémentaire de 2,5%  ayant pour but d’atteindre l’objectif de 45%). Les États membres disposeront d’un délai de dix-huit mois pour la transposer dans leur législation nationale.

Le Code de l’énergie français actuellement en vigueur (Légifrance 1) prévoit de porter la part des énergies renouvelables à 33% de la consommation finale brute d’énergie en 2030. Selon le projet du PNEC (CE 4) la trajectoire fixée par la révision de la SFEC permettra à la France d’atteindre une part de 58% d’énergies décarbonées dans la consommation finale d’énergie d’ici 2030. Ce calcul englobe le nucléaire et les énergies renouvelables sans toutefois fixer de pourcentage chiffré pour celles-ci dans la consommation finale brute d’énergie à l’horizon de 2030.

L´Allemagne vise sur une part de 40% au lieu de 30% des énergies renouvelables dans la consommation finale brute selon le projet du PNEC (CE 4).

Part des énergies renouvelables dans la consommation d’électricité

France

Selon le Code de l’énergie (Légifrance 1) les énergies renouvelables doivent représenter au moins 40 % de la production d’électricité en 2030.

Dans le projet du PNEC (CE 4) la France fait valoir que son mix électrique, composé majoritairement de nucléaire et d’énergie renouvelable, est d’ores et déjà décarboné à près de 90%. En revanche aucun pourcentage des énergies renouvelables à la production d’électricité en 2030 n’est donné.

Toutefois un développement massif des énergies renouvelables est prévu. L’objectif est une production d’électricité supplémentaire à partir des énergies renouvelables de 140 TWh par an d’ici 2035. Ceci sera permis par le déploiement volontariste de l’ensemble des filières (photovoltaïque, éolien et hydroélectricité) pour atteindre environ 120 GW en 2030 et entre 160 et 190 GW en 2035.

Selon le projet du PNEC (CE 4) les capacités suivantes sont prévues à l’horizon de 2030 :

• Photovoltaïque : 54 à 60 GW ;
• Éolien terrestre : 33 à 35 GW
• Éolien en mer : les marges de manœuvre à court terme pour l’éolien en mer sont plus limitées. Compte tenu des délais de mise en service, la capacité éolienne en mer installée en 2030 ne pourra excéder 3,6 GW.
• Hydroélectricité (dont STEP) : 28,5 GW

Allemagne

L´Allemagne met l´accent sur l´augmentation de la part des énergies renouvelables dans le secteur de l´électricité, notamment en utilisant la technologie de l´éolien et du photovoltaïque (Allemagne-Energies 2).

Le gouvernement allemand en fonction depuis décembre 2021 veut donner un nouveau rythme à la transition énergétique (Allemagne Energies 2021b). L’accord de coalition du nouveau gouvernement vise une part d’au moins 80% d’énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité d´ici 2030, soit environ 600 TWh. Selon le projet du PNEC (CE 4), une part de presque 85% pourrait même être atteinte.

L´avenant de 2023 à la Loi sur les Énergies Renouvelables du secteur électrique table sur une production nationale d´électricité quasiment neutre en carbone dès 2035, c´est-à-dire qu´elle devra être presque entièrement assurée par des énergies renouvelables et par des centrales à gaz converties à l’hydrogène (Allemagne Energies 2022a).

Réduction de la consommation énergétique grâce à l’amélioration de l’efficacité énergétique

La réduction de la consommation grâce à l´efficacité énergétique est un pilier majeur de la politique énergétique de l´UE.

Une nouvelle directive européenne relative à l’efficacité énergétique est entrée en vigueur en septembre 2023 (voir plus haut). Tous les États membres contribueront à la réalisation des nouveaux objectifs.

La France s´était fixé comme objectif une réduction de 20% de la consommation d´énergie finale d´ici 2030 et de 50% à l´horizon de 2050 par rapport à 2012 (MTE 1). Selon la SFEC, un objectif plus ambitieux sera fixé à l’horizon de 2030, soit une réduction de 30% de la consommation d’énergie finale par rapport à celle de 2012. Cela se traduit concrètement par un objectif de la consommation d’énergie finale de 1209 TWh (104 Mtep) à horizon 2030 (MT 5).

L’Allemagne a durci en 2023 les objectifs de réduction de la consommation énergétique en anticipant la nouvelle directive européenne relative à l´efficacité énergétique. Par rapport à 2008, la consommation d´énergie finale doit diminuer d’au moins 26,5% d’ici 2030 et d’au moins 45% à l’horizon de 2045. Cela se traduit concrètement par un objectif de la consommation d’énergie finale de 1867 TWh (161 Mtep) à horizon 2030 (Allemagne Energies 1).

Nucléaire et charbon

Les objectifs pour les centrales nucléaires et au charbon sont un choix purement national.

France

Selon la loi d´août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, la capacité nucléaire installée en France est plafonnée à 63,2 GW (Légifrance 1). L´objectif initial de la France de réduire la part du nucléaire à 50% (contre environ 70% aujourd’hui) dans le mix électrique français dès 2025 a été reconnu comme irréaliste par le pouvoir politique. La loi Énergie-Climat de 2019 a fixé comme objectif de porter à 50% la part de l´énergie nucléaire dans le mix de production électrique français à l´horizon 2035 (voir plus haut). Pour atteindre cet objectif, la PPE publiée en 2020 (MTE 1) prévoit d´arrêter 14 réacteurs nucléaires d´ici à 2035 (en incluant les 2 tranches de la centrale de Fessenheim déjà arrêtées en février et juin 2020).

Suite à l´annonce du Président français en février 2022, plusieurs décisions ont été prises dans le secteur du nucléaire.

S´agissant du parc existant :

• plus aucun réacteur en état de produire ne sera fermé à l’avenir, sauf pour des raison de sûreté.
• le prolongement au-delà de 50 ans de la durée de vie de tous les réacteurs actuellement en service.

S´agissant du programme de construction de nouveaux réacteurs nucléaires :

• 6 EPR2 seront construits d´ici 2050. Le chantier du premier réacteur débutera en 2028, pour une mise en service prévue en 2035.  De plus, des études seront lancées pour la construction de 8 autres réacteurs EPR2.

En parallèle, le Président de la République a annoncé un programme financé à hauteur de 1 Md€ pour faire émerger de nouveaux types de réacteurs. Objectif : une capacité de production supplémentaire de 25 GW d’ici 2050.

La Loi du 22 juin 2023 (voir plus haut) a pour objectif de faciliter le développement de l’énergie nucléaire, qui est l’un des trois axes fixés en février 2022 par le chef de l´État pour sortir des énergies fossiles et atteindre la neutralité carbone en 2050 (construction de six réacteurs EPR2 et possibilité de huit autres réacteurs).

Concernant les centrales à charbon, l´objectif de la France est selon la PPE d´arrêter les dernières centrales électriques fonctionnant exclusivement au charbon d´ici 2022 ou d´accompagner leur évolution vers des solutions moins carbonées.

Concernant les centrales à charbon, l’arrêt des centrales électriques fonctionnant exclusivement au charbon et leur éventuelle conversion vers des solutions moins carbonées est confirmé par la PPE 2019-2028, avec l’ambition de sortir du charbon à usage énergétique d’ici 2027.

Allemagne

Le gouvernement allemand avait décidé en 2011 l´abandon définitif du nucléaire d´ici 2022, suite à la frénésie médiatique provoquée par l´accident de Fukushima. Face à la menace d´une pénurie d´énergie l´hiver 2022/23, née de la guerre en Ukraine, les trois centrales nucléaires encore en service ont été prolongées jusqu´au 15 avril 2023 alors qu´elles devaient être initialement fermées au plus tard le 31 décembre 2022, cf. (Allemagne Energies 3).

Selon la loi de sortie des centrales à houille et à lignite, entrée en vigueur en août 2020, l´Allemagne vise un abandon de ces centrales au plus tard en 2038 (Allemagne Energie 1). La nouvelle coalition gouvernementale au pouvoir depuis décembre 2021 veut avancer la date de sortie du charbon à 2030 « dans l´idéal » (Allemagne Energies 2021b).

Face à la menace d´une pénurie d´énergie le gouvernement a décidé la prolongation ou la réactivation des centrales à houille, lignite et fioul en réserve jusqu´au printemps 2024, tout en maintenant l´objectif de l´abandon du charbon en 2030 (Allemagne Energies 2022b).

Stratégies pour le développement de l’hydrogène décarboné

Les deux pays ont adopté en 2020 des plans de déploiement national de l´hydrogène « vert » en faisant émerger une filière d´électrolyseurs (Allemagne Energies 1, Bercy 2020). L´hydrogène en tant que « vecteur énergétique » devrait être utilisé dans un premier temps là où il n´existe actuellement aucune alternative aux combustibles fossiles. La France privilégie la production domestique, quand l’Allemagne sollicite davantage l’importation.

La stratégie nationale en Allemagne a été actualisée en 2023 dans le but de mettre à disposition suffisamment d’hydrogène « vert » et ses dérivés à l’horizon de 2030 (Allemagne Energies 1). Les principaux objectifs : une capacité d’électrolyse de 10 GW d’ici 2030, le déploiement des infrastructures de transport d’hydrogène et le développement d’une stratégie d’importation d’hydrogène « vert ».

Le Gouvernement français a mis en consultation en décembre 2023 une révision de sa stratégie nationale pour le développement de l’hydrogène décarboné (MTE 2023d). Cette nouvelle stratégie, qui fixe un objectif de 6,5 GW de capacité d’électrolyse en 2030, et 10 GW en 2035, s’inscrit dans le projet de stratégie française bas carbone (voir plus haut).

Comparaison des situations énergétiques

Les deux pays se sont engagés dans une transformation importante de leurs systèmes énergétiques. Les défis, amplifiés par la crise énergétique née de la guerre en Ukraine, sont importants.

Il est donc intéressant de comparer la situation énergétique des deux pays et de suivre l’évolution.

Consommation énergétique

Considérée en valeur absolue, la consommation finale d´énergie en Allemagne est historiquement plus élevée qu´en France métropolitaine, ce qui s´explique entre autres par une population plus élevée en Allemagne, soit ~ 84 millions d´habitants contre ~ 68 millions en France en 2023 (Eurostat, tableau TPS00001) et par une différence de la température moyenne calculée sur la période de référence de 30 ans (1991-2020) de 3,6°C (12,9 °C en France contre 9,3 °C en Allemagne).

La figure 6 montre la répartition de la consommation d´énergie finale par produit. La crise énergétique en 2022 a amorcé une dynamique baissière de la consommation d’énergie finale. Elle a baissé de 3,6% en France et de 4,5% en Allemagne par rapport à 2021.

Les plus grands écarts sont observés au niveau de la consommation de gaz plus élevée en Allemagne (différence 9 points), et d´électricité plus élevée en France (différence 5 points). Une des raisons est le plus grand recours à l´électricité comme énergie de chauffage en France, alors qu´en Allemagne on se chauffe majoritairement au gaz et au fioul.

On peut noter que la France devance l’Allemagne de 2 points concernant la consommation d’énergies renouvelables et biocarburants.

La consommation d´énergie finale à partir des déchets non-renouvelables est négligeable en France.

La figure 7 montre la répartition par secteur de la consommation finale d´énergie.

En raison du poids économique du secteur industriel outre-Rhin, on note un écart important (9 points) dans ce secteur sur la consommation d´énergie.

Le secteur des transports a une part plus élevée (différence 7 points) en France qu´en Allemagne, une des raisons étant la superficie plus grande du territoire français.

Production et consommation d’électricité

Les marchés électriques français et allemand sont les deux plus importants d´Europe, représentant à eux seuls plus de 37% de la production nette de l´électricité au sein de l´Union Européenne (27 pays) en 2022 (Eurostat, tableau NRG_IND_PEH).

Historiquement les deux pays n´ont pas fait les mêmes choix de moyens de production d´électricité : alors que la France a choisi d´orienter son appareil de production vers la technologie nucléaire dès les années 1970, l´Allemagne a privilégié les sources de production fossiles.

Depuis les années 2000, l´Allemagne a commencé à développer massivement les technologies renouvelables de production électrique (notamment solaire et éolien). En France aussi, la transition du système électrique s´est poursuivie avec une augmentation de la part des énergies renouvelables dans le mix électrique. Plus de 40% de la production d’électricité à partir des énergies renouvelables en France proviennent de l´hydraulique, le territoire français disposant d´un avantage physique évident.

La figure 8 compare la production nette d´électricité en 2023 en France métropolitaine et en Allemagne.

Dans l’ensemble, les filières bas-carbone ont continué à dominer largement le mix électrique en France : la production d’électricité française se situe parmi les moins émissives en gaz à effet de serre en Europe, un constat qui s’est confirmé en 2023 avec près de 94 % de production décarbonée.

En Allemagne le recours aux combustibles fossiles et en particulier au charbon (houille et lignite) est toujours important outre-Rhin malgré un recul notable au cours de la dernière décennie. Les filières bas-carbone couvrent environ 56% de la production d’électricité en 2023.

France

Le volume total de production électrique en France a progressé de 11% entre 2022 et 2023 pour atteindre 495 TWh (contre 446 TWh en 2022), tout en restant en-dessous des niveaux antérieurs à 2020 (RTE 1).

La disponibilité du parc nucléaire s’est redressée au cours de l’année, par rapport aux niveaux historiquement faibles atteints en 2022, mais elle est restée significativement en retrait par rapport à celle des années d’avant crise. La production nucléaire a atteint 320,4 TWh (contre 279,0 TWh en 2022 et 394,7 TWh en moyenne sur la période 2014 à 2019).

L’année 2023 a été caractérisée par des records de production pour l’éolien (50,8 TWh contre 38,6 TWh en 2022) et le solaire (21,6 TWh contre 18,5 TWh en 2022). L’éolien et solaire ont représenté près de 15% de la production électrique, contribuant ainsi à l’augmentation de l’offre d’électricité bas-carbone. 

La production hydraulique a progressé de 18% par rapport à 2022 (58,8 TWh contre 49,6 TWh en 2022). La filière hydraulique a retrouvé en 2023 un niveau conforme aux moyennes historiques grâce au bon remplissage des stocks et a ainsi conservé le deuxième rang dans le mix électrique français.

En 2023, le volume de production thermique fossile a baissé de 34 % par rapport à l’année précédente, toutes filières confondues, passant de 49,2 TWh en 2022 à 32,6 TWh en 2023, soit son plus bas niveau depuis 2014. Cette baisse a majoritairement été portée par la diminution de la production à partir de gaz, passée de 44 TWh en 2022 à 30 TWh en 2023. 

La production électrique à partir de charbon, fioul et autre n’a jamais été aussi faible et est aujourd’hui anecdotique dans le mix électrique (inferieur à 1% de la production d’électricité en 2023).

En 2023, la consommation d’électricité en France, corrigée des effets météorologiques et calendaires, a représenté 446 TWh, soit un recul de 3,2% par rapport à l’année précédente (RTE 1) et un recul de 6,8% par rapport à la période d’avant crise sanitaire (2014-2019).

Les résultats de l’enquête menée par RTE suggèrent que cette diminution n’est pas uniquement le résultat de démarches de sobriété volontaires mais découle également d’une réaction de la population et des acteurs économiques vis-à-vis de la hausse de prix dans l’ensemble de l’économie.

Allemagne

En Allemagne, la production nette d’électricité s’est élevée à 483 TWh en 2023 (AGEB 2024 ; Allemagne Energies 2024), soit 11% de moins qu’en 2022 (544 TWh).

Le mix électrique en 2023 a été principalement influencé par la mise hors service des trois dernières centrales nucléaires mi-avril 2023 (Allemagne Energies 3). La production nucléaire a atteint 6,8 TWh en 2023 contre 32,8 TWh en 2022 et 75 TWh en moyenne sur la période de 2014 à 2021.

La production d’électricité du couple lignite/houille a baissé en 2023, soit 116,5 TWh contre 166,1 TWh en 2022.

Bien que le prix du gaz naturel ait baissé en 2023, la production d´électricité à partir des centrales à gaz stagne avec 75,1 TWh contre 76,5 TWh en 2022.

Les filières renouvelables ont enregistré une hausse de la production nette en passant à 264,8 TWh – lissée sur l´année – contre 247,6 TWh en 2022.  Grâce aux conditions météorologiques favorables, l’année 2023 a été caractérisée par un record de production pour l’éolien terrestre (115,9 TWh contre 97,7 TWh en 2022) tandis que la production du photovoltaïque a stagné (60,0 TWh contre 59,1 TWh en 2022) et la production d’éolien en mer a même connu un léger recul (23,5 TWh contre 24,8 TWh en 2022).

La production d´hydroélectricité, d’une importance limitée outre-Rhin, a progressé en raison d’une amélioration de la pluviométrie, soit 19,1 TWh contre 17,5 TWh en 2022. La production hydroélectrique a ainsi retrouvé son niveau moyen sur la période 2014 – 2021 (19,3 TWh)

La production électrique à partir de fioul, déchets et divers non renouvelables a atteint une part d’environ 4% de la production d’électricité allemande en 2023.

La dynamique nettement baissière de la consommation allemande amorcée en 2022 suite à la crise énergétique s’est poursuivie en 2023. La consommation finale (électricité réellement consommée par les différentes typologies de consommateurs) s’établit à environ 466 TWh en 2023 (BDEW 2024), soit une baisse d’environ 4% par rapport à 2022 (484 TWh) et de presque 8% par rapport à 2021 (504 TWh).

Parc de production d’électricité et répartition par filière

La puissance installée et la répartition par filière des parcs de production français et allemands sont assez différentes. 

Allemagne

Le parc allemand (cf. figure 9 à droite) a atteint fin 2023 une puissance installée d´environ 258 GW notamment grâce à la progression des filières renouvelables variables (éolien, solaire), soit presque 152 GW en 2023 contre 134 GW en 2022. En ajoutant l’hydraulique (y compris STEP) et les bioénergies, le parc des énergies renouvelables atteint une puissance totale de presque 178 GW (Allemagne Energies 2024 ; BNetzA 2, UBA 2024).

Le parc thermique à flamme arrive à environ 80 GW y compris les centrales en réserve stratégique. Le charbon (lignite/houille) représente la plus grande part avec plus de 36 GW.

Suite à l’arrêt définitif des trois dernières centrales nucléaires en avril 2023, elles ne comptent plus dans la statistique de fin 2023.

La pointe annuelle de consommation se situe actuellement autour de 82 GW en cas de vague de froid décennale. Cependant, la puissance disponible de moyens pilotables permettant de pallier la pointe de consommation lors d’une faible production des énergies renouvelables variables risque de diminuer de manière importante à l´avenir. En effet, l’objectif du gouvernement allemand est la sortie de la production d´électricité à partir du charbon d´ici 2030, dans « l´idéal ».

Alors que le gouvernement avait annoncé en été 2023 la construction de 24 GW de moyens pilotables bas carbone, en février 2024 le lancement d’appels d’offres pour la construction de 10 GW de centrales à gaz « prêtes pour l’hydrogène » a été décidé. Leur mise en service est prévue d’ici 2030 et elles seront converties à l’hydrogène à partir de 2035 (Allemagne Energies 1, chapitre « Sécurité d’approvisionnement »).

La garantie de la sécurité d´approvisionnement lors des épisodes de faible production des énergies renouvelables variables exigera donc une vigilance accrue car la manière dont les centrales à charbon seront remplacées à la fin de la décennie n’a pas encore été entièrement clarifiée.

France 

Le parc français (cf. figure 9 à gauche) a atteint fin 2023 une puissance installée d’environ 148 GW (RTE 1) en légère hausse par rapport à 2022 grâce à la progression de la capacité des énergies renouvelables de plus de 4 GW (éolien, solaire).

Le parc des énergies renouvelables atteint ainsi une puissance totale d’environ 70 GW en ajoutant l’hydraulique (y compris STEP) et les bioénergies.

Le parc nucléaire arrive en deuxième position avec une puissance installée de 61,4 GW.

Le recours aux combustibles fossiles n’a pas le même poids qu’en Allemagne. Le parc thermique à flamme arrive à une puissance totale d’environ 17,4 GW dont 12,6 GW sont des centrales à gaz.

La pointe annuelle de consommation pourrait se situer autour de 101 GW en cas de vague de froid décennale (102 GW pour le pic historique en février 2012). La puissance mobilisable à la pointe risque de rester en-dessous des pointes de consommation que la France peut connaître.

Importation et exportation d’électricité

On distingue les échanges commerciaux et les échanges physiques entre deux pays.

Les échanges commerciaux sont le résultat de transactions commerciales (opérations de vente ou d’achat d´électricité) directement entre les acteurs économiques ou en bourse. Les flux d’électricité associés à l´échange commercial entre la France et l´Allemagne ne passent pas nécessairement sur les lignes d´interconnexion entre l´Allemagne et la France. Ils seront distribués à travers de multiples frontières, en fonction des caractéristiques du réseau. Les flux d´électricité associés pourront ainsi transiter par des lignes frontières d´autres pays limitrophes.

Les échanges physiques rendent compte quant à eux des flux d´électricité qui transitent réellement sur les lignes d´interconnexion reliant directement les deux pays.

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

L´importation ou l´exportation de l´électricité dépendent non seulement de la disponibilité des moyens de production, mais aussi des écarts de prix sur le marché de gros avec les autres pays.  Il est parfois plus judicieux économiquement d´importer de l´électricité plutôt que d´activer des moyens de production plus coûteux sur le territoire. L´Allemagne pourrait se retrouver ainsi en situation d´import sans pour autant être à court de moyen de production. Ceci est vrai également des autres pays quand l´Allemagne exporte. Grâce au marché commun, les prix s´égalisent. Les différences de prix subsistent toujours lorsqu´il existe des goulots d´étranglement au niveau de la capacité des interconnexions.

La figure 10 montre l’évolution des soldes des échanges physiques d’électricité de la France et de l’Allemagne (AGEB 2024 ; RTE 1).

En 2023, le solde des échanges d’électricité entre la France et les pays voisins est redevenu exportateur, à hauteur de 50,1 TWh.

En 2022, le solde s’était inversé en atteignant 16,5 TWh dans le sens des importations, sous les effets de la crise de production nucléaire et hydraulique, alors que la France était exportatrice nette chaque année depuis 1981. Si le solde a été exportateur sur l’ensemble de l’année 2023, il est resté proche de l’équilibre sur le premier trimestre, reflétant les contraintes sur la production hydraulique du fait des faibles précipitations et une disponibilité du parc nucléaire encore très faible en début d’année.

L’analyse des échanges par frontière montre que le solde a été largement exportateur aux frontières suisse et italienne. La France est redevenue exportatrice nette vis-à-vis de la Grande-Bretagne, une situation habituelle avant la crise énergétique, mais qui avait connu un revirement en 2022 au plus fort de la crise.

Le solde a également été légèrement exportateur à la frontière avec l’Allemagne et la Belgique (dit région Core). En revanche, la France a été légèrement importatrice depuis l’Espagne sur l’année 2023.

En 2023 l’Allemagne a été importatrice nette d’électricité pour la première fois depuis 2002 : le solde des échanges s’est inversé en atteignant 11,8 TWh dans le sens des importations (AGEB 2024).

La figure 11 présente les échanges commerciaux d’électricité entre l´Allemagne/Belgique et la France entre 2019 et 2023 (RTE 1). Le solde de la France a été légèrement exportateur (2,4 TWh) à la frontière avec l’Allemagne et la Belgique (région Core), contrairement aux années 2021 et 2022.

Création de la région « Core »

La région Central Western Europe (CWE) correspondait à la région de calcul de capacité comprenant la France, l’Allemagne, le Luxembourg, la Belgique et les Pays-Bas, opérationnelle depuis 2010. L’Autriche participe à la région CWE dès 2011.

En 2015 a été lancée avec succès dans la région CWE (France, Allemagne, Autriche, Belgique, Pays-Bas, Luxembourg) la méthode dite « flow-based » en remplacement de la méthode des « Net Transfer Capacities » (NTC). Désormais les échanges transfrontaliers sont optimisés au plus près des capacités physiques réelles du réseau.

Depuis juin 2022, cette région, désormais appelée Core (Core Capacity Calculation Region), comprend 13 pays, soit : Allemagne, Autriche, Belgique, Croatie, France, Hongrie, Luxembourg, Pays-Bas, Pologne, Roumanie, Slovaquie, Slovénie Tchéquie (APG 2022).

Sur cette frontière, les échanges sont organisés à l’échelle d’un ensemble de pays. Du fait de ce fonctionnement, il n’est pas pertinent d’analyser les échanges commerciaux avec l’Allemagne et la Belgique séparément (RTE 1).

Prix de l’électricité

Prix spot sur le marché journalier

La crise énergétique liée à la situation internationale s’est traduite par une augmentation sans précédent des prix des combustibles fossiles (gaz et charbon) et de l’électricité en Europe. Ceci a fait suite à une période déjà tendue sur la fin de l´année 2021, quand la reprise économique en sortie de crise sanitaire avait entraîné une tension sur les prix des hydrocarbures (gaz, pétrole) et in fine sur les prix de l´électricité. De ce fait, les prix de l’électricité avaient atteint des niveaux inédits sur les marchés de gros en 2022 en France et en Allemagne.

La figure 12 compare depuis 2016 la moyenne annuelle des prix du marché journalier de l´électricité (dit « prix spot day-ahead », les prix sont fixés la veille pour les 24 heures du lendemain).

En France, le prix de gros du marché journalier de l´électricité atteint 276 €/MWh en moyenne en 2022 contre 109 €/MWh en 2021 (RTE 1). Les prix français du marché de gros, particulièrement affectés par la crise énergétique, par la production du parc nucléaire et de l´hydraulique historiquement basse, ont été en 2022 supérieurs à la plupart de ceux des pays voisins. Les prix les plus élevés ont été atteints au cours de l´été (612 €/MWh en moyenne lors de la semaine du 22 août), lorsque la production nucléaire et hydraulique était la plus faible.

En Allemagne la moyenne annuelle du prix du marché journalier dans la zone Allemagne/Luxembourg avait plus que doublé en 2022 par rapport à 2021 en passant à 235 €/MWh (BNetzA 3). Le prix de gros avait dépassé en moyenne les 300 €/MWh en juillet et en septembre et avait même atteint 465 €/MWh en août.

La hausse du prix en Allemagne était liée à plusieurs facteurs : la flambée du coût des quotas de CO₂ (le prix moyen a augmenté d´environ 50% en 2022 par rapport à 2021), mais aussi la forte montée du prix du gaz naturel, largement tributaire de la politique russe de livraison de gaz vers l’Allemagne et l’Europe.

La diminution des tensions sur l’offre d’électricité s’est également répercutée favorablement sur les prix de marché, qui ont retrouvé des niveaux semblables à ceux de 2021, cf. figure 10.

En 2023, en France, sous l’effet de l’amélioration de la production nucléaire et hydraulique, de la baisse du prix du gaz et d’un niveau de  consommation faible, les prix de l’électricité ont affiché une baisse significative passant à 97 €/MWh en 2023 en moyenne annuelle (RTE 1).

En Allemagne on peut constater la même dynamique en 2023 : le prix de gros moyen de l’électricité s’est élevé à 95 €/MWh (Allemagne Energies 2024). Il représentait ainsi moins de la moitié de la valeur de 2022. La diversification des approvisionnements du gaz, entre autres grâce au recours au GNL (Gaz Naturel Liquéfié), permise notamment par la construction de nouvelles infrastructures (terminaux provisoires de regazéification) et la réduction de la consommation d’électricité résultant des prix élevés ont contribué à la baisse du prix de l’électricité.

Les prix de l’électricité de deux pays n’ont toutefois pas retrouvé les niveaux d’avant crise. Le remplacement du gaz russe, moins onéreux, par le GNL, conduira vraisemblablement à un maintien des prix à des niveaux plus élevés que ceux observés avant la crise énergétique.

Cela s’applique en particulier à l’Allemagne mais aussi à la France. En effet, malgré le faible volume de production à partir de combustibles fossiles, les prix de l’électricité en France restent très sensibles aux prix du gaz : ceci est dû à la position de la France au cœur du système interconnecté européen et du mécanisme de formation des prix sur les marchés (RTE 1).

Épisodes de prix négatifs

Les prix négatifs ont été introduits pour la première fois en 2007 sur le marché infra-journalier allemand puis en 2008 sur le marché Day-Ahead germano-autrichien. En 2010, ils ont été introduits sur les marchés Day-Ahead et infra-journalier en France.  Il existe des prix plafonds qui sont très rarement atteints. Sur les marchés Day-Ahead le prix minimum harmonisé est de -500 €/MWh.

Les prix négatifs sont des épisodes rares mais qui peuvent notamment survenir lors des creux de consommation (nuit, jour férié, week-end etc.), en raison de capacités de production difficilement modulables ou variables (éolien, solaire). En effet, il peut être plus coûteux pour un producteur d’arrêter puis de redémarrer une production peu flexible que d’accepter des prix négatifs pendant un certain temps : dans ce cas, il peut proposer sur le marché des offres à prix négatif, ce qui veut dire que les acheteurs sont rémunérés pour consommer une électricité produite en des quantités trop abondantes par rapport aux besoins de consommation à ces instants précis.

On observe principalement des prix négatifs lorsque les moyens de production renouvelable variables couvrent une part importante de la consommation, ce qui est plus souvent observé en Allemagne mais aussi de plus en plus dans d’autres pays européens. 

La figure 13 compare le nombre de pas horaires avec des prix négatifs sur le marché Day-Ahead entre l´Allemagne et la France dans la période de 2015 à 2023.

Depuis dix ans le nombre d’épisodes à prix négatif tend à la hausse. La situation atypique en 2020, marquée par la baisse de consommation liée à la crise sanitaire, avait entraîné un niveau record avec 298 épisodes à prix négatif en Allemagne et 102 en France.

Ce record de 2020 a été battu en 2023 dans les deux pays. Tandis que ces épisodes se sont concentrés en France durant l’été du fait de la production photovoltaïque élevée (RTE 1), les épisodes à prix négatif en Allemagne ont également atteint des valeurs record au 4e trimestre (113 pas d’horaires) en raison de la forte production d’électricité à partir des éoliennes (Allemagne Energies 2024).

L’Allemagne a connu une situation inédite le dimanche 2 juillet 2023 entre 14h et 15h. La production cumulée de l’éolien et du photovoltaïque avait couvert environ 100% de la consommation électrique. Le prix de gros est tombé à – 500 €/MWh, soit à la valeur la plus basse autorisée par la bourse de l’électricité Epex/Spot.

Prix de l’électricité pour un site industriel

La figure 14 montre à titre d´exemple les prix du kWh pour les sites industriels moyens en Europe (27 pays) avec une consommation annuelle entre 20 et 70 GWh, hors TVA et autres taxes et prélèvements récupérables (Eurostat).

Au 1^er semestre 2023, les sites industriels français et allemands se trouvent dans cette tranche de consommation dans le milieu du classement des 27 pays de l’Union européenne. Les sites industriels allemands ont toutefois payé l’électricité environ 12% plus cher que leurs homologues français.

La figure 15 montre les prix du kWh, toutes taxes et prélèvements compris, des sites industriels en France, en Allemagne et dans l’Union européenne (27 pays) pour différentes tranches de consommation (Eurostat).

Les prix de l´électricité sont contrastés au 1^er semestre 2023 selon les tranches de consommation, cf. figure 15. Les PME (consommation annuelle < 20 MWh) bénéficient en France d’un tarif plus avantageux qu’en Allemagne.

Dans les tranches de consommation entre 20 MWh et 19.999 MWh les prix sont plus avantageux pour les sites industriels en Allemagne, en revanche à partir d’une consommation annuelle de 20 GWh les tarifs pour les sites industriels en France sont plus bas.

Cependant, les régimes fiscaux dérogatoires pour les industriels, tant en France qu´en Allemagne, masquent une grande hétérogénéité et rendent difficile la comparaison du prix du kWh pour ces consommateurs.

Prix de l’électricité pour les ménages

Le prix du kWh payé par le ménage allemand de taille moyenne est au 1^er semestre 2023 parmi les plus élevés d´Europe (voir figure 16). Le prix du kWh peut légèrement varier selon le type de tarification souscrite sans toutefois mettre en cause le classement de l´Allemagne à l´échelle européenne.

La figure 17 montre à partir de 2008 l´évolution du prix national de l´électricité, taxes et tous prélèvements compris, des ménages de taille moyenne en France et en Allemagne (Eurostat).  

Pour atténuer l´impact de la hausse inédite des prix de l’électricité pour les ménages, consécutive à la crise énergétique en 2022, les États français et allemand ont mis en place des « boucliers tarifaires » d’une manière différente (MTE 2023b ; Allemagne Energies 2022c).

Malgré cela, le prix de l´électricité pour le ménage moyen allemand au 1er semestre 2023 a été 78% plus cher que celui du ménage français. Le prix de l’électricité en Allemagne a augmenté de 26% en 2023 par rapport à 2022.

Les ménages et l’énergie

Comparaison de la consommation d’énergie finale

La figure 18 compare par combustible la consommation d’énergie finale des ménages en France et en Allemagne. Selon Eurostat, la consommation finale couvre la consommation d´énergie des ménages (logements individuels, appartements, etc.) pour le chauffage des locaux, le chauffage de l’eau, le refroidissement, la cuisine ainsi que la consommation d´électricité. L’électricité autoproduite est incluse et compte comme consommation d’électricité (Eurostat).

La consommation d’énergie finale des ménages en France est moins génératrice de gaz à effet de serre qu’en Allemagne. La part de la consommation de gazole et d’autres carburants ainsi que de gaz s’élève à 57% en Allemagne contre 35% en France. En effet, les ménages allemands utilisent majoritairement le chauffage au gaz et au fioul.

Les ménages en France consomment plus d´électricité (différence 22 points) que les ménages outre Rhin. La différence provient notamment du suréquipement des ménages français en convecteurs électriques, un choix que n’a pas fait l´Allemagne. Compte tenu du fait que l’électricité en France est à plus de 90% décarbonée (voir plus haut) cette méthode de chauffage est moins nocive pour le climat.

Population, incapable à maintenir une température adéquate dans le logement par statut de pauvreté

Eurostat publie un indicateur qui mesure le pourcentage de la population incapable de maintenir une température adéquate dans le logement par statut de pauvreté, cf. figure 19.

Entre 2012 et 2019 ce pourcentage était en Allemagne toujours inférieur à celui de la France. En 2020 un dérapage du taux de pauvreté en Allemagne est observé. Les raisons ne sont pas données par Eurostat, une influence de la crise économique et sociale engendrée par la pandémie de Covid-19 n´est pas à exclure.

Après une baisse en 2021 une forte hausse du pourcentage est observée en 2022 dans les deux pays suite à la crise énergétique et la hausse sans précédent des prix de l’énergie.

Bilan d’étape en France et en Allemagne par rapport aux objectifs de l’UE  

La Commission européenne a fixé des objectifs en matière d´énergie et de climat de l´UE pour 2020 et à l´horizon de 2030, cf. chapitre « Objectifs et stratégies climatiques de l´Union Européenne (UE) ».

Il est intéressant de comparer l´état de mise en œuvre de ces objectifs quantitatifs pour les deux pays. Les données ont été principalement extraites des tableaux Eurostat (Eurostat).

Réduction des émissions de gaz à effet de serre

L´UE s’est engagée à réduire les émissions nettes de gaz à effet de serre d’au moins 55 % d’ici 2030 par rapport à 1990.

La France table sur une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 50% d´ici 2030 selon le projet du PNEC (voir plus haut).

L´Allemagne compte réduire les émissions de gaz à effet de serre de 65% d´ici 2030 par rapport à 1990.

La figure 20 montre le bilan d´étape en France et en Allemagne et les objectifs 2030 des deux pays concernant les émissions brutes de gaz à effet de serre (hors puits de carbone) contenus dans le « panier de Kyoto ». Les valeurs sont extraites du tableau « ENV_AIR_GGE » de l´Eurostat (Eurostat) et en cas d´absence d´informations des statistiques nationales (UBA 1; Citepa).

Le « panier de Kyoto » comprend les gaz à effet de serre suivants : le dioxyde de carbone (CO₂), le méthane (CH₄), l’oxyde nitreux (N₂O) et les gaz dits fluorés (hydrofluorocarbones, hydrocarbures perfluorés, triflourure d’azote (NF₃) et hexafluorure de soufre – SF₆). Bien que le CO₂ soit le gaz avec le plus petit pouvoir de réchauffement global, du fait des importantes quantités émises, il contribue le plus au réchauffement climatique.

Par souci de simplification, seuls sont présentés les objectifs globaux de réduction des gaz à effet de serre par rapport à 1990, conformément aux engagements de la France et de l´Allemagne.

Avec 9,3 tonnes de CO_2éq par habitant en Allemagne contre 6,0 tonnes en France, un Allemand émettait en 2022 environ 55% de plus de CO_2éq qu´un Français selon Eurostat, tableau SDG_13_10 (hors UTCATF et items pour mémoire, y compris l´aviation internationale).

Grâce à la crise sanitaire, l´Allemagne avait atteint son objectif de 2020, soit une réduction des émissions de 40% par rapport à 1990.

Après une augmentation en 2021 à 760 Mt CO_2éq, les émissions baissent légèrement et s’élève à 750 Mt CO_2éq en 2022 selon l´Agence Fédérale de l´Environnement (UBA 1). L’objectif national pour 2022, fixé par la Loi sur la Protection du Climat à 756 Mt CO_2éq, a été atteint malgré une augmentation des émissions du secteur de l’énergie en raison d’une utilisation accrue de la houille et du lignite pour la production d´électricité.

En 2023, les émissions de gaz à effet de serre ont diminué d’environ de 10% à 674 Mt CO_2éq. Cependant, il ne s’agit pas d’un succès en matière de politique climatique mais plutôt du résultat de la baisse inédite de la consommation énergétique suite à l’affaiblissement de l’industrie allemande et des prix élevés de l’énergie.

La France aussi a largement atteint son objectif 2020, une année atypique du fait de la crise sanitaire et d´un hiver peu rigoureux.

Après une baisse massive en 2020 et un rebond post-crise en 2021, les émissions de CO_2éq sont reparties à la baisse en 2022 (-2,7% par rapport à 2021). Le niveau estimé sur l’année 2022, hors puits de carbone, s’élève à 404 Mt CO_2éq.

D’après les premières estimations de Citepa, les émissions de gaz à effet de serre ont continué de baisser en 2023 pour atteindre 384,5 Mt CO_2éq, soit – 4,8% par rapport à 2022. Les secteurs de la production d’énergie et de l’industrie participent le plus à cette réduction d’émissions, suivis par les bâtiments et le transport routier (Citepa).

Comme en Allemagne, les réductions d’émissions en 2023 sont d’origine majoritairement conjoncturelles.

Le budget carbone fixé par la SNBC, hors puits de carbone, s’élève à 422 MtCO_2éq/an en moyenne sur la période 2019 – 2023 (voir plus haut). Avec la valeur pré-estimée de 2023 les objectifs de la SNBC en 2023 et en moyenne sur 2019-2023 sont respectés.

La nouvelle trajectoire de réduction pour atteindre 270 Mt CO_2éq en 2030 entraine un rythme de réduction des émissions de gaz à effet de serre nettement plus élevé par rapport à la réduction observée sur la période 2019 – 2023.

Part des énergies renouvelables dans la consommation brute d’énergie finale

Selon la nouvelle directive sur les énergies renouvelables EU/2023/2413 (dite RED III), entrée en vigueur en novembre 2023 (voir plus haut), il est prévu de porter la part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie de l’UE à au moins 42,5% d’ici 2030 avec un objectif indicatif supplémentaire de 2,5% ayant pour but d’atteindre l’objectif de 45%.

Le Code de l’énergie français actuellement en vigueur (voir plus haut) prévoit de porter la part des énergies renouvelables à 33% de la consommation finale brute d’énergie en 2030.

L´Allemagne s´est fixé initialement une part de 30% d´énergies renouvelables à l´horizon de 2030 et table maintenant, selon le projet du PNEC (CE 4), sur une part de 40% des énergies renouvelables dans la consommation finale brute.

La figure 21 montre les bilans d´étape en France et en Allemagne et les objectifs 2030 des deux pays. Les valeurs sont extraites de l´Eurostat du tableau « SDG_07_40 » (Eurostat) et, en cas d´absence d´informations, des statistiques nationales (UBA 2 ; MTE 2023c).

N.B. : les statistiques présentées jusqu´en 2020 obéissent aux règles de comptabilisation définies par la directive 2009/28/CE (dite RED I), qui peuvent différer de celles du bilan énergétique national. A partir de 2021 le calcul obéit aux règles de comptabilisation de la directive EU/2018/2001 (dite RED II), qui diffèrent parfois de celles de la précédente directive, ce qui peut entraîner des ruptures de séries entre 2020 et 2021.

En 2020, l´Allemagne a dépassé son objectif fixé à 18% selon la directive européenne 2009/28/CE relative à la promotion de l´utilisation des énergies renouvelables.

En 2022, l´Allemagne atteint une part de 20,8% calculée à partir de directive RED II. Au total environ 490 TWh ont été produits à partir des énergies renouvelables. Les principales filières renouvelables sont la biomasse solide avec une part de 45% en raison de ses multiples utilisations et l’éolien (26%) pour l’électricité (Allemagne Energies 2).

La part des énergies renouvelables s’élève à 46.2% dans la consommation brute d’électricité, à 17.4% de la consommation brute d’énergie finale pour la chaleur et le froid et à 6,8% dans les transports.

En 2020, la France est restée 4 points en-dessous de son objectif de 23% issu de la directive 2009/28/CE. Dans un tel cas, les textes européens stipulent que le pays qui ne remplit pas ses engagements peut acheter le surplus d´énergies renouvelables à d´autres États-membres qui, eux, ont dépassé leurs objectifs.

En France la part des énergies renouvelables a progressé en 2022 pour atteindre 20,3% de la consommation brute d´énergie finale calculée à partir de la directive RED II. Au total 348 TWh ont été produits à partir des énergies renouvelables. Les principales filières renouvelables restent la biomasse solide (~ 32%) pour la chaleur et le froid et l’hydraulique (~ 18%) pour l’électricité (MTE 2023c).

La part des énergies renouvelables s’élève à environ 28% dans la consommation brute d’électricité, à environ 27% de la consommation brute d’énergie finale pour la chaleur et le froid et à environ 9% dans les transports.

Taux de couverture de la consommation d’électricité par la production d’origine renouvelable

Pour 2020 l´Allemagne a fixé une part d´au moins 35% d´énergies renouvelables dans la consommation brute et vise une part de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité d´ici 2030 (Allemagne Energies 2).

La France s´est fixé l´objectif de 27% pour 2020. Selon le Code de l’énergie français (voir plus haut) les énergies renouvelables doivent représenter au moins 40 % de la production d’électricité en 2030.

Les données de la figure 22 sont basées sur (RTE 2; BMWi 2).

La consommation brute d´électricité correspond à la production intérieure brute plus l´électricité importée et moins l´électricité exportée. Les chiffres sont établis sous l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement consommée dans le pays et seule l´électricité produite à base de centrales conventionnelles est exportée.

Compte tenu de la forte baisse de la consommation finale brute d´électricité suite à la crise sanitaire, la part des énergies renouvelables progresse très sensiblement en 2020. L´Allemagne dépasse largement son objectif de 35% et la France atteint presque son objectif de 27%.

Au cours de l´année 2022, les énergies renouvelables ont participé à hauteur de 24,3% en France métropolitaine à la couverture de la consommation d´électricité. La couverture de la consommation par les énergies renouvelables demeure stable, malgré une baisse de la production hydraulique en grande partie due à la sécheresse.

En Allemagne, grâce aux bonnes conditions météorologiques, les filières renouvelables marquent une augmentation record. Leur part dans la consommation brute augmente à 46,2% en 2022 contre 41,2% en 2021.

Augmentation de l’efficacité énergétique

A l´horizon de 2020, la France s´était fixé le double objectif de réduire la consommation d´énergie finale à 131,4 Mtep et la consommation d´énergie primaire à 219,9 Mtep (hors transport aérien international, hors usages non énergétiques) (MTE 2018). Cela correspond à une réduction d’environ 15% par rapport à 2005.

Selon la stratégie française pour l’énergie et le climat (voir plus haut), un objectif ambitieux sera fixé en matière de réduction de la consommation d’énergie finale à l’horizon de 2030, soit une réduction de 30% par rapport à 2012 (1209 TWh ou environ 104 Mtep).

Outre-Rhin, il était prévu de réduire à l´horizon 2020 la consommation d´énergie finale à 194,3 Mtep et la consommation d´énergie primaire à 276,6 Mtep (hors usages non énergétiques).

La Loi sur l´efficacité énergétique approuvée par le parlement allemand en septembre 2023 fixe l’objectif de la consommation d’énergie finale (hors usages non énergétiques) à 1867 TWh ou environ 161 Mtep en 2030, soit une réduction de la consommation d´énergie finale d´au moins 26,5% par rapport à 2008. L´objectif de consommation d’énergie primaire en 2030 est fixé à 2252 TWh ou environ 194 Mtep, soit une réduction d´au moins 39,3% par rapport à 2008 (Allemagne Energies 1).

La figure 23 ci-dessous montre les progrès réalisés en matière de réduction de la consommation d´énergie finale en France et en Allemagne et les objectifs 2030. Les valeurs sont extraites de l’Eurostat (Eurostat) et en cas d´absence d´informations des statistiques nationales.

Après une année 2020 atypique en raison de la crise sanitaire, la reprise économique s’est traduite par un rebond de la consommation d’énergie finale en 2021. Malgré une baisse en 2022, les deux pays ne sont pas encore sur le trajet cible de 2030.

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