Bilans énergétiques : Comparaison Allemagne et France

Texte mis à jour le 07.04.2021

Temps de lecture : 25 min

 

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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. L´Allemagne vise, comme la France, la neutralité carbone d´ici 2050.

Le présent texte est régulièrement actualisé et traite non seulement les mesures phares de la transition énergétique française et allemande et les principales caractéristiques énergétiques mais fait aussi le bilan d´étape des deux pays par rapport aux objectifs et stratégies climatiques de l´Union européenne.

Sommaire

Mesures phares de la transition énergétique française et allemande

  • Objectifs et stratégies climatiques de l´UE
  • Plan national intégré énergie-climat de la France (NECP) de mars 2020
  • Plan national intégré énergie-climat de l’Allemagne (NECP) de juin 2020
  • Comparaison des mesures phares de la transition énergétique française et allemande

Bilans énergétiques

  • Consommation finale à l´usage énergétique
  • Production et consommation de l´électricité
  • Puissance installée du parc de production d’électricité

Prix et échanges

  • Prix spot sur le marché journalier
  • Épisodes de prix négatifs
  • Importation et exportation d´électricité

Comparaison des coûts

  • Prix de l´électricité pour un site industriel
  • Prix de l´électricité pour les ménages
  • Facture de l´énergie des ménages

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

  • Réduction des émissions de gaz à effet de serre
  • Part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d´énergie
  • Part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d´électricité
  • Augmentation de l’efficacité énergétique

Bibliographie

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Mesures phares de la transition énergétique française et allemande

La France a adopté en 2015 la loi de «Transition Energétique relative à la Croissance Verte (LTECV)» (MTES 2015) visant à préparer l’après pétrole et à instaurer un modèle énergétique robuste et durable.

La loi Energie-Climat de 2019 (MTES 2020a) actualise les objectifs de la politique énergétique de la France. Elle regroupe les dispositions de la Stratégie nationale bas carbone (SNBC), de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) et du paquet « Une énergie propre pour tous les Européens ». En outre il est prévu (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 fossiles en 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 gouvernance sur l’énergie et le climat est fondée sur deux documents nationaux de programmation : la PPE et la SNBC. A travers ces documents, l’État français poursuit l’atteinte de ces objectifs à long terme et élabore les politiques et mesures transversales et sectorielles pour les atteindre  (OIE 2018b).

  • la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) fixe les priorités d’actions des pouvoirs publics dans le domaine de l’énergie pour les 10 années à venir, partagées en deux périodes de 5 ans. 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.
  • la stratégie nationale bas-carbone (SNBC) est la feuille de route de la France pour conduire la politique d’atténuation du changement climatique. Elle donne des orientations pour mettre en œuvre la transition vers une économie bas-carbone dans tous les secteurs d’activités. Elle définit des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre à l´échelle de la France à court/moyen terme, les « budgets-carbone ».

    Conformément à la loi Energie-Climat (voir plus haut) la France s´est fixé comme objectif de parvenir, en 2050, à la neutralité carbone, c´est-à-dire de ne pas émettre davantage que ce qu´elle absorbe dans les puits de carbone (forêts, sols…). Comme le potentiel de ce puits de carbone est limité, cela revient à une réduction des émissions de plus de 80% pour atteindre un niveau d´émission annuel autour de 80 Mt CO2e/an.

Afin de redresser rapidement et durablement l´économie française, un plan de relance exceptionnel de 100 milliards d´Euros est déployé par le gouvernement français en septembre 2020 autour de 3 volets principaux : l´écologie, la compétitivité et la cohésion. Environ 30 milliards sont destinés au financement de la transition écologique (Bercy 2020b).

Le gouvernement a également présenté en septembre 2020 la stratégie nationale pour le développement de l’hydrogène décarboné en France (Bercy 2020a). Il est prévu d´investir 7 milliards d´Euros d´ici 2030 avec 3 priorités :

  • décarboner l´industrie en faisant émerger une filière française de l´électrolyse. La France se fixe ainsi un objectif de 6,5 GW d´électrolyseurs installés en 2030.
  • développer une mobilité lourde à l´hydrogène décarboné
  • soutenir la recherche, l´innovation et le développement de compétences afin de favoriser les usages de demain

Pour les principaux objectifs quantitatifs voir figure 1.

La transition énergétique allemande est expliquée en détail en (Allemagne-Energies 1). Elle repose initialement sur le concept énergétique du gouvernement de 2010.

Le concept définit les grandes orientations de la transition énergétique et fixe des objectifs quantitatifs au sujet de la réduction des émissions de gaz à effet de serre, du développement des énergies renouvelables et l´efficacité énergétique pour les secteurs de l´électricité, de la chaleur et du froid et des transports (voir plus loin). Le nucléaire devait encore bénéficier d´une prolongation de fonctionnement au titre de technologie de transition avant la décision de sortie accélérée du nucléaire quelques mois plus tard en 2011 suite à l´accident de Fukushima.

Par la suite le concept énergétique de 2010 de l´Allemagne a été amendé plusieurs fois pour s´inscrire dans le développement du marché intérieur et de la transition énergétique européenne.

Les objectifs politiques et objectifs clés constituent le cadre pour la mise en œuvre de la transition énergétique. Ils comprennent :

  • Objectifs climatiques de réduction des émissions de gaz à effet de serre. L´Allemagne stipule de manière contraignante la neutralité carbone à l´horizon 2050;
  • Augmentation de la part des énergies renouvelables dans la consommation d´énergie finale brute ;
  • Sortie du nucléaire d´ici fin 2022 ;
  • Sortie de la production d´électricité à partir de la houille et lignite au plus tard d´ici 2038;
  • Amélioration de l´efficacité énergétique et réduction de la consommation d´énergie ;
  • Garantie de la compétitivité (préservation du pouvoir d´achat des consommateurs et de la compétitivité des prix de l´énergie) ainsi que de la sécurité d´approvisionnement (modernisation du réseau de transport et prévention de la congestion des réseaux électriques)

Pour les principaux objectifs quantitatifs voir figure 1.

La stratégie à long terme de la politique énergétique de l´Allemagne prend appui sur plusieurs feuilles de routes nationales et sur une série d’instruments réglementaires qui fixent les objectifs climatiques et énergétiques nationaux, cf. (Allemagne-Energies 1). Voir aussi le plan national intégré énergie-climat de l´Allemagne plus loin.

Objectifs et stratégies climatiques de l´UE

Les principaux objectifs en matière d’énergie et de climat de l´UE sont fixés dans le Paquet sur le climat et énergie à l´horizon 2020 et le Cadre sur le climat et l´énergie à l´horizon 2030 (CE 1).

Le Paquet énergie-climat à l´horizon de 2020 est fondé sur un trio d´objectifs, le 3×20 % :

  • 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 seul 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.

La Commission européenne a présenté fin 2019 le pacte vert pour l´Europe, un ensemble de mesures extrêmement ambitieuses qui devrait permettre à l´Europe de devenir le premier continent « neutre en carbone » au monde d´ici à 2050 (CE 2019).

Pour y parvenir, l´UE s´est dotée d´un cadre d’action en matière de climat et d´énergie pour la période 2021-2030. Les objectifs clés pour 2030 sont (CE 1) :

  • Réduction des émissions de gaz à effet de serre d´au moins 40 % par rapport au niveau de 1990. L´objectif doit être atteint de différentes manières : les secteurs couverts par le système d´échange de quotas d’émissions de l´UE (SEQE) devront réduire leurs émissions de 43 % (par rapport à 2005) au niveau européen. Les secteurs non couverts par le SEQE et hors UTCATF (utilisation des terres, du changement d´affectation des terres et de la foresterie), devront réduire leurs émissions de 30 % (par rapport à 2005). À travers le règlement européen sur la répartition de l´effort (Effort Sharing Regulation – ESR) la contribution des pays membres peut varier entre 0% et 40% de réduction par rapport à 2005 
  • Augmentation de la part des énergies renouvelables à au moins 32 % de la consommation finale brute d´énergie, assortie d´une clause de réexamen d´ici à 2023 en vue de réviser à la hausse l´objectif fixé au niveau de l´UE. De plus un objectif sectoriel a été fixe : au moins 14% de la consommation d´énergie finale doit provenir de sources renouvelables dans tous les modes de transport en 2030 ;
  • Amélioration d´au moins 32,5 % de l´efficacité énergétique, soit une diminution de 32,5 % de la consommation d´énergie par rapport au scénario de référence (scénario Baseline 2007), laquelle doit être atteinte collectivement par l’UE, avec une clause de révision à la hausse d´ici à 2023

Les États membres sont tenus d´élaborer des plans nationaux intégrés en matière d´énergie et de climat (National Energy and Climate Plan – NECP) pour garantir l´atteinte des objectifs climatiques et énergétiques fixés par l´Union à l´horizon 2030 (CE 2).

Le Conseil européen a approuvé en décembre 2020 un objectif contraignant consistant en une réduction nette des émissions de gaz à effet de serre dans l´UE d´au moins 55 % d´ici 2030 par rapport aux niveaux de 1990 en incluant les émissions et les absorptions. La contribution déterminée au niveau national de l´UE sera mise à jour en fonction du nouvel objectif contraignant.

Plan national intégré énergie-climat de la France (NECP) de mars 2020

Le plan national intégré énergie-climat français est basé sur les deux documents nationaux de programmation, la PPE et la SNBC, et les résume dans un document. Ils fournissent la stratégie d’action contraignante pour mettre en œuvre les objectifs climatiques européens et nationaux.

Le gouvernement français a adopté la version finale du NECP en mars 2020 (CE 2020). Le NECP prévoit d’ici 2030 :

  • part de 33% des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d´énergie. Pour parvenir à cet objectif, les énergies renouvelables doivent représenter au moins 40% dans le secteur électrique;
  • réduction de 20 % de la consommation finale d´énergie par rapport à 2012. Le scénario de référence conduit à une estimation de la consommation d´énergie finale de 120,9 Mtep en 2030 (soit – 32,6% par rapport au scénario Baseline 2007) et une consommation d´énergie primaire de 202,2 Mtep en 2030 (soit – 24,6% par rapport au scénario Baseline 2007);
  • réduction de 40% des émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990. Concernant les émissions des secteurs hors SEQE et hors UTCATF, dites « ESR », la France a un objectif de réduction de 37% en 2030 par rapport à leur niveau de 2005.

De plus l’objectif de la France est la neutralité carbone d’ici 2050.  

Plan national intégré énergie-climat de l´Allemagne (NECP) de juin 2020

Le gouvernement fédéral a adopté la version finale du NECP le 10 juin 2020 (BMWi 2020).

En s´appuyant sur plusieurs lois nationales et sur une série de documents, le gouvernement allemand s’est fixé pour objectifs :

  • réduction des émissions de gaz à effet de serre de 55 % d’ici 2030 par rapport à 1990 et une économie neutre en carbone à l’horizon 2050. L’Allemagne s’est engagée dans le cadre de la « répartition de l’effort » à réduire ses émissions de gaz à effet de serre de 38% d´ici 2030 par rapport à 2005 dans les secteurs non couverts par le SEQE et hors UTCATF ;
  • part des énergies renouvelables à 30 % dans la consommation d’énergie finale brute d´ici 2030 et 65 % de la consommation brute d´électricité;
  • réduction de 30 % de la consommation d’énergie primaire par rapport à 2008

L’Office franco-allemand pour la transition énergétique (OFATE) a établi un mémo qui présente une version française des principaux éléments du NECP allemand (OFATE 2020).

Comparaison des mesures phares de la transition énergétique française et allemande

La figure 1 expose les mesures phares du « Tournant Énergétique » allemand et de la transition énergétique française. Ces mesures permettront en outre aux deux pays de respecter leurs objectifs européens en matière d’énergie et de climat (CE 1). Bien que les deux pays connaissent des situations énergétiques et en particulier électriques très différentes, on peut observer certaines ressemblances des objectifs de la transition énergétique.

Il convient également de mentionner que la sécurité d´approvisionnement des deux pays est interdépendante et toute décision de l´un entraine des conséquences sur l´autre. Conscients  de  ces  enjeux,  les  deux  pays  ont  engagé  des  échanges  approfondis  sur  l’évolution  de  leur  mix électrique afin de partager les perspectives de développement et leurs impacts respectifs.

Fig 1 Les mesures phares 02_2021
Figure 1 : Les mesures phares de la transition énergétique France vs. Allemagne

Lutte contre le réchauffement climatique :

Suite à l’accord de Paris et pour montrer l’exemple, la France et l´Allemagne visent -conformément au pacte vert pour l´Europe – la neutralité carbone d´ici 2050 (voir plus haut).

Comme étape intermédiaire, la France s´est engagée sur une réduction de 20% à fin 2020 par rapport à 1990 et vise une réduction de 40% d´ici 2030. L´objectif de l´Allemagne est une réduction de 40% fin 2020 par rapport à 1990 et une réduction de 55% des émissions à l´horizon de 2030.

Part des énergies renouvelables à la consommation finale d´énergie :

Selon le code de l´énergie, l´objectif 2020 de la France est de 23% (Légifrance 2021) et l´Allemagne se contente de 18% c´est-à-dire un objectif inférieur à celui de l´Union Européenne de 20%.

L´objectif de l´UE à l´horizon de 2030 est de porter la part des énergies renouvelables à au moins 32 % de la consommation finale brute d’énergie, assorti d’une clause de réexamen d´ici à 2023 en vue de le réviser à la hausse (voir plus haut)

A l´horizon de 2030 l´Allemagne vise une part de 30% dans la consommation finale brute, selon les plans nationaux intégrés énergie-climat (voir plus haut).

La France vise une part d´au moins 33 % d´énergies renouvelables dans la consommation finale brute en 2030 (MTES 2020b; Légifrance 2021). Cet objectif est décliné par vecteur énergétique (40 % de la production électricité ; 38 % de la consommation finale de chaleur ; 15 % de la consommation finale de carburant et 10% de la consommation de gaz doivent être d´origine renouvelable).

Part des énergies renouvelables dans la consommation d´électricité :

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.

Dans le plan d´action national en faveur des énergies renouvelables, période 2009 – 2020, en application de l´article 4 de la directive 2009/28/CE de l’Union européenne, l´Allemagne a indiqué une part de 38,6% dans le secteur électrique en 2020 (BMWi 2010). La loi sur les énergies renouvelables de 2017 stipule une part d´au moins 35% dans la consommation brute d´électricité en 2020.

La loi sur les énergies renouvelables de 2021 (EEG 2021) stipule un objectif de 65% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité d´ici 2030 et la neutralité carbone de l´électricité produite à partir de 2050, cf. (Allemagne-Energies 2) annexe 7.

La France a indiqué une part de 27% dans le secteur électrique en 2020 (MTES 2010) dans le plan d´action national en faveur des énergies renouvelables, période 2009 – 2020.

La France s´est fixé l´objectif de 40% d´énergies renouvelables électriques dans la production nationale en 2030 (Légifrance 2021). Selon la programmation pluriannuelle de l´énergie (PPE) pour la France métropolitaine continentale (MTES 2020b), il est prévu d´augmenter la capacité installée des énergies renouvelables électriques à 73,5 GW en 2023, soit + 50% par rapport à 2017 et de doubler la capacité à l´horizon de 2028 par rapport à 2017 soit 101 – 113  GW. Les principales filières bénéficiant de cette évolution sont le photovoltaïque et l´éolien.

Efficacité énergétique :

L´efficacité énergétique est un pilier majeur de la transition énergétique française et allemande. L´efficacité énergétique est mesurée par la baisse de l´intensité énergétique (ratio « consommation finale d´énergie / PIB » [tep/M€]) ou l´augmentation de productivité énergétique (ratio « PIB /consommation finale d´énergie » [M€/tep]). La baisse de l´intensité énergétique signifie que le pays peut produire plus avec la même quantité d´énergie.

La loi POPE (Légifrance 2005) stipule de « porter le rythme annuel de baisse de l’intensité énergétique finale à 2% d’ici 2015 et à 2,5% d’ici 2030 ».

Le concept énergétique allemand vise une augmentation de la productivité énergétique finale de 2,1% par an entre 2008 et 2050.

La France s´est 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. La réduction de la consommation d´énergie finale de 7,6% en 2023 et de 16,5% en 2028 par rapport à 2012 constitue un objectif intermédiaire selon la PPE (MTES 2020b).

L´Allemagne a fixé comme objectif une réduction de la consommation énergétique primaire de 30% d´ici 2030 et de 50% à l´horizon de 2050 par rapport à 2008 (BMWi 2020).

En conclusion, au niveau réduction de la consommation et baisse d´intensité ou augmentation de la productivité énergétique, les objectifs sont assez semblables (à l´exception de la base – 2008 ou 2012- et la référence  – énergie primaire ou énergie finale -).  

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

La capacité installée en France est plafonnée à la capacité actuelle de 63,2 GW. Ce plafond a été instauré par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte.  L´objectif initial de la France de réduire la part du nucléaire à 50% (contre plus de 70% aujourd’hui) de l´électricité produite dès 2025 (MTES 2015) a été reconnu comme irréaliste par le pouvoir politique. La loi Energie-Climat de 2019  et la PPE entérinent le report à 2035 pour cet objectif (voir plus haut).

Mais contrairement à l´Allemagne où la sortie définitive du nucléaire d´ici fin 2022 est considérée comme irréversible, la réduction de la part du nucléaire dans la production d´électricité à 50 % à l´horizon 2035 en France n´est pas la sortie définitive du nucléaire.

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.

Selon la loi de sortie progressive 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 avec deux étapes intermédiaires : réduction d´ici fin 2022 de la puissance nette des centrales au réseau à 30 GW (15 GW de lignite et 15 GW de houille), à 17 GW au 1er avril 2030 (9 GW de lignite et 8 GW de houille) et à zéro GW au plus tard à la fin 2038.

Bilans énergétiques

Conscients de ces enjeux, les deux pays ont engagé des échanges approfondis sur l’évolution de leur mix électrique afin de partager les perspectives de développement et leurs impacts respectifs.

Dans ce cadre, il est apparu utile d’analyser quelles sont les principales caractéristiques énergétiques des deux pays. Plusieurs publications ont été consacrées à ce sujet dans le passé, voir à titre d´exemple les références (CDE 2011, 2014; Gama 2016; OIE 2014, 2016).

Consommation finale à l´usage 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 (83 millions d’habitants en Allemagne contre 67 millions en France selon Eurostat) et une différence de climat entre les deux pays (12,6 °C en moyenne en France contre 8,6 °C en Allemagne). La consommation finale d´énergie en Allemagne est environ de 60 Mtep supérieure à celle de la France.

Néanmoins, on constate une répartition par produit assez semblable (cf. figure 2) de la consommation finale d´énergie des utilisateurs, tels que l’industrie, les transports, les ménages, les services et l’agriculture (Eurostat).

Fig 1_Conso finale energie produits_2019
Figure 2 : Consommation finale d´énergie par produit en 2019 en France métropolitaine et en Allemagne (Eurostat, ten00123)

La consommation finale des énergies telles que pétrole, combustibles fossiles solides, gaz naturel et manufacturés, atteint 60% en France contre 65% en Allemagne. On note :

  • une différence de 7 points dans la consommation de gaz naturel et manufacturés, plus élevée en Allemagne tandis que la part de l’électricité est de 6 points plus élevée en France. 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 (voir aussi figure 18).
  • une part de 5% de la chaleur commercialisée en Allemagne par rapport à 3% en France. C´est le reflet d´un développement plus avancé du réseau de chauffage urbain en Allemagne
  • une avance de 3 points de la France par rapport à l´Allemagne au niveau des énergies renouvelables et biocarburants. La transition énergétique allemande a été focalisée dans le passé sur le secteur de l´électricité, tandis que le développement des énergies renouvelables stagne dans les autres secteurs (bâtiments, chaleur & refroidissement et transports).

Le recyclage des déchets non-renouvelables ne joue pratiquement aucun rôle en France dans la consommation finale d´énergie.

La figure 3 montre la répartition de la consommation finale d´énergie par secteur (Eurostat).

Fig 2_Conso finale energie sectorielle_2019
Figure 3 : Consommation finale d´énergie par secteur en 2019 en France métropolitaine et en Allemagne (Eurostat, ten00124)

On constate ainsi que :

  • Avec 28% en Allemagne contre 20% en France, l’industrie pèse nettement plus sur la consommation finale d’énergie, ce qui est à relier logiquement au poids économique du secteur industriel outre-Rhin
  • Le secteur des transports a une part à la consommation finale d’énergie plus élevée en France (32 %) qu’en Allemagne (28 %) à relier entre autres à la superficie plus élevée de la France
  • Dans le secteur commerce et services publics, la France (16%) domine l´Allemagne (14%), la part du secteur des ménages est identique.
  • Dans les autres secteurs tels que l’agriculture et la pêche la part est plus importante en France

Production et consommation de l´électricité

Les marchés électriques français et allemand sont les deux plus importants d’Europe, représentant à eux seuls plus de 40 % de la production de l´électricité au sein de l’Union Européenne (27 pays) selon Eurostat.

En 2020, la production nette d´électricité a atteint environ 500 TWh (2019 : 538 TWh) en France (RTE) contre 539 TWh (2019 : 572 TWh) en Allemagne (BDEW 2021a, 2021b). Il s´agit d´une nette baisse dans les deux pays de respectivement 7% et 8% par rapport à 2019. Ce niveau historiquement bas est principalement dû à la crise sanitaire.

En revanche le mix de production électrique diffère toujours considérablement entre les deux pays (voir figure 4).

Fig 4_Elec production nette 2020
Figure 4 : Production nette d´électricité en 2020 en France métropolitaine et en Allemagne (données provisoires)

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 en particulier le charbon et le lignite dont elle dispose en abondance, ainsi que le gaz, en grande majorité importé. Malgré une baisse importante au cours de la dernière décennie, le couple charbon/lignite reste avec 23% la principale source de production d´électricité fossile outre-Rhin. En résultat la production électrique en France métropolitaine est « bas carbone » à 91% contre seulement 57% en Allemagne.

Depuis les années 2000, l´Allemagne a fait le choix de développer massivement les technologies renouvelables de production électrique (notamment solaire et éolien), lesquelles ont représenté presque 46 % de la production nette allemande en 2020, alors qu´elles constituent 24 % du mix électrique en France. Environ la moitié de la production renouvelable en France provient de l´hydraulique, le territoire français disposant d´un avantage physique évident.

La consommation nationale brute de la France s´établit en 2020 à près de 449 TWh, en baisse de 5,1 % par rapport à l’année précédente contre 545TWh en Allemagne ce qui correspond à une baisse de 4% par rapport à 2019 (RTE; BDEW 2021b).

Puissance installée du parc de production d´électricité

L´Allemagne exploite deux parcs de production en parallèle (voir figure 5) d´une puissance totale d´environ 233 GW fin 2020 pour une pointe de consommation de 82 GW en cas de vague de froid décennale (Allemagne-Energies 2021). Le parc conventionnel dispose d´environ 102 GW et le parc d´énergies renouvelables d´environ 131 GW selon (BMWi 2) dont ~ 116 GW sont des sources intermittentes (éolien, solaire). Toutefois, seulement ~ 69 GW de centrales thermiques à flamme sont activement au réseau début 2021. Une capacité d´environ 15 GW se trouve hors marché de l´électricité et sera arrêtée ou mise en réserve stratégique.

Même hors la réserve stratégique, l´Allemagne dispose d´une puissance pilotable d´environ 87 GW (nucléaire, thermique à flamme et bioénergies), actuellement suffisante pour faire face à la pointe.

Cependant, deux piliers de la production d´électricité conventionnelle seront supprimés dans les années à venir avec la sortie du nucléaire d´ici fin 2022 et l´abandon progressif de la production d´électricité à base de houille/lignite à l´horizon de 2038, voir (Allemagne-Energies 1).

 

Fig 5_Puissance installee 2020
Figure 5 : Puissance électrique installée fin 2020 en France métropolitaine et en Allemagne

A gauche sur la figure 5, en comparaison, la puissance installée en France d´environ 136 GW (RTE) avec une pointe autour de 101 GW en cas de vague de froid décennale (102 GW pour le pic historique en février 2012). La puissance installée est en 2020 à un niveau stable par rapport à 2019. En effet, la filière éolienne et solaire marque une augmentation totale de presque 2 GW. En revanche le parc nucléaire recule d´environ 1,8 GW suite à la fermeture des deux réacteurs de la centrale de Fessenheim au premier semestre 2020.

La France dispose d´une puissance pilotable d´environ 82,5 GW (nucléaire, thermique à flamme et bioénergies) et doit compter au minimum sur l´hydroélectricité pour passer la pointe en cas de vague de froid sévère. Le gouvernement français s´est engagé à fermer les dernières centrales à charbon (~ 3 GW) d´ici 2022 et prévoit de fermer au total 14 réacteurs sur 58 d’ici 2035 pour atteindre 50 % de nucléaire dans la production électrique (voir plus haut).

La garantie de la sécurité d´approvisionnement des deux pays lors des épisodes de faible production d´éolien et de photovoltaïque exigera une vigilance accrue dans l´avenir.

Prix et échanges

Prix spot sur le marché journalier

L’indice de prix le plus courant publié par EPEX SPOT pour le marché spot est le Phelix (« Physical Electricity Index »). La Phelix-Day-Base est la moyenne arithmétique calculée à partir des 24 prix horaires individuels d´une journée.

La figure 6 compare la moyenne annuelle des prix spot pour le produit EPEX Phelix-Day-Base depuis 2015

Fig 6 _Phelix Day_Base 2015_2020
Figure 6 : Moyenne annuelle des prix spot constatés sur le marché journalier (Phelix-Day-Base)

Les prix constatés sur le marché journalier sont en baisse dans toute l´Europe en 2020.

En France, le prix s´établit à 32,2 €/MWh en moyenne sur l´année contre 39,45 €/MWh en 2019 (RTE). Il est au plus bas depuis 2004.

La même tendance est constatée en Allemagne (BNetzA 1, 2021). Le prix s´établit à 30,47 €/MWh en moyenne sur l´année contre 37,67 €/MWh en 2019. Une comparaison avec les prix spot moyens allemands antérieurs à 2019 est difficile, car à partir d´octobre 2018, seul le prix spot moyen pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg s´applique (OFATE 2018). Cette séparation, après 15 ans de marché commun de l´électricité entre l´Autriche et l´Allemagne, remonte à une décision de l´Agence européenne de coopération des régulateurs de l´énergie (ACER).  

Selon RTE, la baisse des prix européens s´explique par une réduction importante de la demande électrique due à la pandémie du coronavirus et par des températures supérieures aux normales de saison en début d´année. De plus, la chute des prix des combustibles, en particulier du gaz naturel, a tiré également les prix à la baisse.

Épisodes de prix négatifs 

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 intermittentes (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. On observe principalement des prix négatifs lorsque les productions renouvelables intermittentes couvrent une part importante de la consommation (RTE 2019). 

La figure 7  compare les pas horaires (marché Day-Ahead) avec des prix négatifs en Allemagne et en France (RTE; BHKW 2021; EICom 2021).

Fig 5b_prix negatifs
Figure 7 : Nombre de pas horaires (marché Day Ahead) avec des prix négatifs en France et en Allemagne

Avec le développement des énergies renouvelables, ces épisodes sont amenés à être de plus en plus nombreux, ce qui est observé en Allemagne depuis 2015. En 2019 et 2020 une augmentation significative est enregistrée du nombre de pas horaires à prix négatifs au marché spot. En 2019, il y a eu 211 heures avec des prix négatifs, ce qui représente presque le double de l´année précédente. En 2020, un nouveau record a été établi avec près de 300 pas horaires avec prix négatifs, cf. figure 7.

En revanche, le prix horaire négatif moyen de l´électricité n´a pas augmenté malgré la forte augmentation du nombre d´heures à prix négatif. En 2020, le prix horaire négatif moyen a été de -15,5 €/MWh et le prix horaire négatif le plus bas de – 84 €/MWh, cf. (Allemagne-Energies 2021).

Par rapport au nombre total d´heures négociés par an, le nombre d´heures à prix négatif a une part mineure, de l´ordre de 3,4 % en 2020. Selon le bureau d´études FfE (FfE 2021) la valeur du marché des prix négatifs est évaluée à environ 150 M€.

Le nombre de quarts d´heure avec des prix négatifs négociés sur le marché infra-journalier et pendant des enchères infra-journalières est généralement encore plus élevé que les pas horaires négatifs du marché Day-Ahead.  En revanche, le volume négocié est nettement plus faible et en conséquence la valeur négative comparativement moins pertinente.

Pour des informations plus détaillées sur les prix négatifs en Allemagne, cf. (Allemagne-Energies 2), annexe 8.

En France, les pas horaires à prix négatifs étaient moins fréquents. En 2015, il n´y a pas eu une seule heure négative. Cependant, depuis 2017, ce nombre a tendance à doubler par rapport à l´année précédente. En 2020, avec plus de 100 heures, il y avait presque quatre fois plus d´heures à prix négatif que l´année précédente. Le prix horaire négatif le plus bas a été de -75,82 €/MWh en 2020 (2019 : -24,92 €/MWh). Ce jour-là, la consommation est faible (lundi de Pâques) et les productions éolienne et solaire importantes en Europe (RTE).

Une baisse de consommation durant la période de confinement associée à une production élevée d´origine renouvelable intermittente a entraîné une hausse du nombre de prix négatifs. L´électricité bon marché en provenance d´Allemagne (du fait d´une production éolienne et photovoltaïque élevée) a aussi eu un impact sur le nombre d´heures à prix négatifs en France en 2020 (EICom 2021).

Tant que le développement des énergies renouvelables s´intensifie, qu´il n´y a pas de progrès importants dans les possibilités de stockage de l´électricité, qu´il y a trop peu de flexibilité dans la production ou la consommation et que les capacités d´interconnexion transfrontalières ne sont pas développées, cette tendance de hausse du nombre d´heures à prix négatifs devrait se poursuivre en Allemagne, mais aussi en France.

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. Le flux d´électricité associé à l´échange commercial entre la France et l’Allemagne ne passe pas nécessairement sur les lignes d´interconnexion entre l´Allemagne et la France. Il sera distribué à travers de multiples frontières, en fonction des caractéristiques du réseau. Le flux d´électricité associé pourra 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 bilan des échanges physiques sur l’ensemble de ses frontières et le bilan des échanges commerciaux avec l´ensemble de ses voisins sont identiques.

La France et l’Allemagne sont parmi les pays les plus exportateurs ces dernières années. La figure 8 montre l´évolution des soldes des échanges commerciaux de la France et de l´Allemagne (BNetzA 1;AGEB; RTE).

L´arrêt de 8 centrales nucléaires en 2011 a certes entraîné un net recul des exportations de l´Allemagne mais depuis, le solde exportateur a continuellement augmenté pour se stabiliser entre 2015 et 2018 à un niveau autour de 50 TWh. En revanche, au cours des deux dernières années le solde des exportations d´électricité de l´Allemagne a fortement baissé et s´établit à environ 20 TWh en 2020.

Cette baisse s’explique notamment par la réduction de la compétitivité des centrales à charbon et lignite allemandes en raison de la hausse du prix de la tonne de CO2 et de la baisse du prix du gaz en Europe. Le moment où l’électricité est importée ou exportée dépend non seulement de l’offre et de la demande, mais aussi des prix du marché spot dans les autres pays. La capacité des interconnexions électriques aux frontières nationales joue également un rôle.

Le solde français des échanges commerciaux s´établit à 43 TWh en 2020 (RTE). Il est en recul d´environ 13 TWh par rapport à 2019. Selon RTE, cette situation particulière s´explique par l´impact de la crise sanitaire sur la capacité de production française (notamment nucléaire) et par la moindre demande d´électricité en Europe. La France demeure néanmoins le pays le plus exportateur d´Europe.

Fig 8_echanges contractuels 2020
Figure 8 : Évolution des échanges commerciaux de la France et de l´Allemagne

Depuis 2015 le couplage des 5 pays (France, Belgique, Allemagne-Luxembourg et Pays-Bas)  est effectué par la méthode « Flow Based » (RTE 2019). Le principe de la méthode Flow Based est de refléter le plus fidèlement possible les limitations physiques du réseau. Les échanges transfrontaliers sont ainsi optimisés au plus près des capacités physiques réelles du réseau (CRE 2018). La méthode Flow Based s’est traduite par une augmentation significative des échanges maximaux entre zones grâce à l’élargissement du domaine de capacité par rapport à l’approche NTC (Net Transfer Capacity). Ceci est rendu possible par une très forte coordination entre les gestionnaires de réseau de transport des différents pays constituant la région CWE (Central Western Europe).

Selon le dernier rapport de l´Agence fédérale des réseaux (BNetzA 1) sur l´année 2019, la capacité d´exportation de la France vers l´Allemagne s´élève à 3,75 GW, et à 5,49 GW de l´Allemagne vers la France.

En novembre 2020, le câble courant continu ALEGrO (Aachen Liège Electricity Grid Overlay) reliant l´Allemagne et la Belgique a été mis en service et intégré au sein de la région de calcul de capacité CWE. Pour la première fois, cette nouvelle liaison opérée par les GRT Elia et Amprion sera exploitée en laissant l´algorithme de couplage de marché décider du flux sur ce câble pour permettre de maximiser le surplus collectif au sein de la région.

Par ailleurs, depuis novembre 2020, le couplage de marché sur la région CWE utilise la méthode du Flow Based « Plain », ce qui signifie que les flux d´échanges contre-intuitifs (exports vers une zone de marché où les prix sont moins élevés) ne seront plus inhibés s´ils permettent de maximiser le surplus économique global sur la zone. Cette évolution est également appelée suppression du patch d´intuitivité (RTE).

Bien que la France reste avec 0,7 TWh légèrement exportatrice vers la région CWE en 2020 (RTE), un fort écart est observé au niveau des échanges physiques et contractuels concernant les échanges transfrontaliers d´électricité entre la France et l´Allemagne (BNetzA 1; SMARD).

Le solde exportateur des échanges physiques est largement en faveur de la France (voir figure 9). Cela s´explique par le fait qu´une partie de l´électricité exportée par la France vers la Suisse et l´Italie transite par l´Allemagne.

Fig 9 flux physiques
Figure 9 : Échanges physiques entre la France et l´Allemagne

Au niveau des échanges commerciaux (figure 10), la France importe habituellement plus qu´elle n´exporte vers l´Allemagne, soit, 2011 excepté, un solde exportateur en faveur de l´Allemagne.

Fig 10 echanges contractuels DE_FR
Figure 10 : Échanges commerciaux entre la France et l´Allemagne

La figure 11 présente le solde des échanges physiques et commerciaux de l’Allemagne avec les pays voisins en 2019 (BNetzA 1). Au niveau des importations (flux commerciaux) la France arrive à la première position (7,8 TWh) avant la Suisse (5,4 TWh) et le Danemark (4,4 TWh). Au niveau exportation (flux commerciaux), c´est vers l’Autriche (14 TWh) que l’Allemagne a exporté le plus d’électricité, suivie par la France (10,3 TWh) et les Pays-Bas (6,7 TWh).  Fig 5d echanges frontaliers 2019

Figure 11 : Flux physiques et flux commerciaux d’électricité entre l’Allemagne et les pays voisins en 2019 en TWh

Comparaison des coûts 

Prix de l´électricité pour un site industriel

Les régimes fiscaux dérogatoires pour les industriels, tant en France qu’en Allemagne, rendent la comparaison du prix du kWh plus difficile pour ces consommateurs. La figure 12 montre à titre d´exemple les prix du kWh  pour les sites industriels moyens en Europe (27 pays) avec une consommation entre 20 et 70 GWh hors TVA et autres taxes et prélèvements récupérables (Eurostat).  

Fig 7 prix Kwh_industrie hors taxes S1 2020
Figure 12 : Prix de l´électricité pour un site industriel moyen au 1er semestre 2020 en cts€/kWh, hors TVA et autres taxes et prélèvements récupérables (Eurostat, nrg_pc_205)

Cependant, cette comparaison moyenne d´Eurostat masque une grande hétérogénéité et ne tient pas compte de toutes les particularités des régimes spéciaux dérogatoires accordés (BNetzA 1).

La figure 13 montre à titre d´exemple le prix du kWh, toutes taxes et prélèvement compris, des sites industriels en France, en Allemagne et en Europe (27 pays) pour différentes tranches de consommation (Eurostat)

Fig 8 prix PME France_Allemagne_UE_S1_2020
Figure 13 : Prix de l´électricité, en cts€/kWh, pour des sites industriels en fonction de la tranche de consommation annuelle au 1er semestre 2020 en France, en Allemagne et en UE (27 pays), toutes taxes et prélèvements compris (Eurostat, nrg_pc_205)

En conclusion, les entreprises allemandes paient généralement leur électricité plus cher que leurs homologues français. 

L´industrie électro-intensive en Allemagne, à savoir une entreprise dont la consommation d’électricité est supérieure à 1 GWh et représente une charge importante (au moins 14% selon (BAFA 2019)) si on la rapporte à la valeur ajoutée, est protégée sous la forme d´un dégrèvement total ou partiel de la charge de soutien aux énergies renouvelables.  

En France aussi, les électro-intensifs peuvent prétendre du fait de leurs caractéristiques de consommation particulières, à une réduction du Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Electricité (TURPE), une exonération partielle ou totale de la taxe CSPE, une compensation carbone ou encore participer au dispositif d’interruptibilité mis en place par RTE (OIE 2018). 

Ces dispositifs ont pour objectif d’assurer le maintien de la compétitivité des entreprises dans un marché de l’électricité libéralisé par rapport à la concurrence internationale. Pour cette catégorie de consommateurs les prix de l’électricité de part et d’autre de la frontière sont du même ordre de grandeur (Agora Energiewende 2017).

Prix de l´électricité pour les ménages

Le prix du KWh payé par le ménage allemand est actuellement le plus élevé d’Europe (27 pays). Au premier semestre 2020 (voir figure 14), le ménage allemand « moyen » avec une consommation située entre 2500 kWh et 5000 kWh a payé 30,43 cts€/kWh contre 18,99 cts€/kWh en France (Eurostat). 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. 

Fig 6_prix Kwh menages S1 2020
Figure 14 : Prix de l´électricité pour les ménages au 1er semestre 2020 en cts€/kWh (Eurostat, nrg_pc_204)

La figure 15 montre l´évolution du prix moyen de l´électricité des ménages en France et en Allemagne (Eurostat). Depuis 2015 le prix de l´électricité stagne autour de 30 cts €/kWh en Allemagne tandis que le prix augmente – bien entendu à un niveau plus bas – continuellement en France depuis 2010.

Fig 9_Evolution du prix moyen de l´électricité des ménages F_D 2000_2020_1
Figure 15 : L´évolution du prix moyen de l´électricité (taxes et prélèvements compris) des ménages en France et en Allemagne au premier semestre 2020 (Eurostat, nrg_pc_204 et nrg_pc_204h)

Une analyse plus détaillée des composants du prix de l’électricité permet de déterminer où se situent les différences entre les prix du kWh en Allemagne et en France.

La figure 16 montre une comparaison des prix entre la France et l´Allemagne,  à savoir la part « fourniture » comprenant les coûts de commercialisation du fournisseur ainsi que ses coûts d’approvisionnement en énergie sur le marché de l’électricité ou via ses propres moyens de production, la part « acheminement » (transport et distribution) correspondant principalement au tarif d´utilisation du réseau et la part « fiscalité » composée des taxes et contributions diverses.  Avec une part de 54% c´est la fiscalité, en particulier la charge de soutien aux énergies renouvelables, qui fait monter le prix de l´électricité en Allemagne (Eurostat).

Fig 10 decomposition prix menage France_Allemagne S1 2020
Figure 16 : Décomposition des prix de l´électricité des ménages en France et en Allemagne au 1er semestre 2020

En France, la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques en métropole est financée à travers la Contribution au Service Public de l’Electricité (CSPE), une taxe intérieure, payée par le consommateur final.

En juillet 2020 la CRE a évalué à 9,135 milliards d’Euros le montant des charges de service public de l’énergie (CSPE) pour 2021, dont 62% sont attribués au soutien aux énergies renouvelables électriques (CRE 2020). Selon la Commission de régulation de l’énergie (CRE), le soutien aux énergies renouvelables électriques en métropole comprend l´éolien terrestre, l´éolien en mer, le photovoltaïque, les bioénergies (dont biogaz et bois-énergie et autres énergies (dont petite hydraulique, incinération d’ordures ménagères et géothermie). 

Le montant unitaire de la taxe CSPE est fixé par voie réglementaire. La loi de finances rectificative pour 2015 a fixé son montant à 22,5 €/MWh au 1er janvier 2016 (CDE 2017). Il est resté inchangé depuis.

En Allemagne, la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques, appelée « EEG – Umlage », vise à soutenir le développement des énergies renouvelables dans le secteur électrique (BMWi 1), à l’image du soutien aux énergies renouvelables électriques en France. Elle est comptabilisée à part dans un compte géré par les gestionnaires des réseaux de transport. Les provisions non utilisées ou le déficit sur ce compte entrent dans le calcul du montant unitaire final en €/MWh de l’année suivante répercuté sur le consommateur (Allemagne-Energies 2).

Le développement massif des énergies renouvelables, associé à des prix du marché de gros en recul, a majoré d´une façon fulgurante la charge de soutien aux énergies renouvelables. La mise en place des appels d´offres pour les énergies renouvelables à partir de 2017 (Allemagne-Energies 2) a contribué à limiter la tendance haussière.  

En revanche, à court terme la baisse du prix du marché et de la consommation d’électricité principalement due à la crise sanitaire du Coronavirus aurait conduit mécaniquement à une hausse importante de la charge de soutien. C´est pourquoi le gouvernement allemand a décidé de la plafonner en 2021 à 65 €/MWh et à 60 €/MWh en 2022. Grâce à la subvention de l´État de 10,8 milliards d´Euros, la contribution des consommateurs aux charges de soutien aux énergies renouvelables électriques s´élève à 22,4 milliards d´€ en 2021 (Allemagne-Energies 2).

La figure 17 montre l´évolution des charges pour le soutien aux énergies renouvelables électriques et des montants finaux en €/MWh en France (taxe CSPE) et en Allemagne (EEG-Umlage) hors taxes mais après compensation.

Fig 11 charges de soutien et tarifs 2021
Figure 17 : Historique des charges de soutien aux énergies renouvelables électriques (axe gauche) et taxe CSPE /EEG-Umlage après compensation (axe droit)

Facture de l´énergie des ménages

La figure 18 compare par combustible la consommation finale d´énergie 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 par divers appareils électriques. L’électricité autoproduite est incluse et compte comme consommation d’électricité (Eurostat).

Fig 18 Conso finale d´énergie des ménages par combustible_2019
Figure 18 : Consommation finale d´énergie des ménages par type de carburant en 2019 (Eurostat, ten00125)

Une étude du Commissariat général au développement durable publiée en janvier 2018 (MTES 2018a) permet de mesurer la différence de charge énergétique du logement dans les deux pays. La charge énergétique représente 5,66 % du revenu net pour les ménages allemands et 5,02 % pour les ménages français, soit une différence d´environ 13%. Ceci est dû à une différence non négligeable du climat déjà mentionnée plus haut mais également à des prix du kWh nettement plus élevés en Allemagne qu’en France (voir plus haut).

Néanmoins l´impact du prix du kWh sur la facture d´énergie des ménages allemands est plus faible qu´à première vue. Les ménages outre Rhin consomment en effet moins d´électricité que les ménages en France. La différence provient notamment du suréquipement des ménages français en convecteurs électriques, un choix que n’a pas fait l’Allemagne. Le surcoût du kWh en Allemagne étant compensé en grande partie par le poste chauffage : il est moins élevé suite au développement du réseau de chaleur à distance et à l´utilisation majoritaire du chauffage au gaz et au fioul.

Eurostat publie un indicateur qui mesure le pourcentage de la population se trouvant en incapacité forcée de chauffer convenablement son domicile. La figure 19 montre bien qu´une simple comparaison des coûts particuliers comme par exemple la charge de soutien aux énergies renouvelables ou le niveau du prix d´électricité ne suffit pas pour évaluer la charge des coûts énergétiques d´une population.

Fig 19 pauvrete
Figure 19 : Pourcentage de la population en France et en Allemagne, incapable de maintenir une température adéquate dans le logement par statut de pauvreté, tableau Eurostat SDG_07_60

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

Les principaux objectifs en matière d’énergie et de climat de l´UE sont fixés dans le Paquet sur le climat et énergie à l´horizon 2020 et le Cadre sur le climat et l´énergie à l´horizon 2030 (voir plus haut).

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

Compte tenu de l´évolution observée, la plupart des objectifs 2020 ne seront atteints ni par l´Allemagne ni par la France, à moins que la crise sanitaire du coronavirus ne fasse baisser considérablement la consommation d´énergie et les émissions de gaz à effet de serre.

Réduction des émissions de gaz à effet de serre

La France s´est engagée sur une réduction de 20% à fin 2020 par rapport à 1990 dans le cadre du Paquet énergie-climat de l´UE et vise une réduction de 40% d´ici 2030 par rapport à 1990.

Selon le plan national intégré énergie-climat de la France (NECP), l´objectif 2030 sera atteint de différentes manières (voir plus haut).

L´objectif de l´Allemagne est une réduction de 40% à fin 2020 par rapport à 1990. Selon le plan national intégré énergie-climat de l’Allemagne (NECP), l´Allemagne vise d´ici 2030 une réduction de 55% des émissions par rapport à 1990 (voir plus haut).

La loi fédérale de protection du climat 2030 (Bundes-Klimaschutzgesetz), entrée en vigueur en décembre 2019 (Allemagne-Energies 2019), fixe des objectifs juridiquement contraignants en matière d’émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique pour la période de 2020 à 2030.

La figure 20 montre les objectifs 2020 et 2030 de l´UE concernant les émissions de gaz à effet de serre contenus dans le «panier de Kyoto» et le bilan d´étape en France et en Allemagne (Eurostat). Les valeurs de 2019 sont provisoires et ont été tirés des statistiques nationales (UBA 2020; 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 de 20 % (2020) et 40% (2030) par rapport à 1990, conformément aux engagements de la France et de l´Allemagne. Le nouvel objectif contraignant fixé pour 2030 n´est pas encore représenté au niveau national.

Fig 13 EU 2020_2030 emissions
Figure 20 : Evolution des émissions de gaz à effet de serre par rapport aux objectifs de 2020 (Eurostat, env-air-gge, hors secteur des terres et forêts-UTCATF et items pour mémoire), et 2030, les valeurs de 2019 sont provisoires et ont été tirés des statistiques nationales

Avec 10,7 tonnes de CO2éq par habitant en Allemagne contre 6,9 tonnes en France, un allemand émettait en 2018 environ 55% de plus de CO2éq qu´un français selon Eurostat.

En Allemagne on notera des gains substantiels en émissions de gaz à effet de serre notamment entre 1990 et 2005. La raison principale de la baisse a été la fermeture ou la modernisation des vieilles usines très polluantes en Allemagne de l´Est suite à la réunification.

En 2019 l´Allemagne a réduit ses émissions d´environ 36% par rapport à 1990. En raison de la crise sanitaire, les émissions de gaz à effet de serre auraient diminué en 2020 d´environ 10% par rapport à l’année précédente. L´objectif de l´Allemagne de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40% d’ici 2020 par rapport à 1990 serait donc atteint.

En 2019 la France a réduit ses émissions d´environ 19,5 % par rapport à 1990 et se trouve actuellement sur la trajectoire cible de l´objectif de 2020.

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

La France s’est fixé avec 23% dans la consommation finale brute d´énergie un objectif bien plus ambitieux que la préconisation de l’UE pour 2020 (20%). La France s’est engagée à atteindre une part de 33% des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d´énergie à l´horizon de 2030.

L´Allemagne s´est fixé 18% dans la consommation finale brute d´énergie à l´horizon 2020 et 30% à l´horizon 2030.

La figure 21 montre les bilans d´étape en France et en Allemagne par rapport aux objectifs de 2020 et 2030 (Eurostat). Les chiffres de 2020 sont basés sur (BMWi 2).

Fig 21 part ENR 2020_2030
Figure 21 : Evolution de la part des énergies renouvelables en pourcentage dans la consommation finale brute d´énergie par rapport aux objectifs de 2020 (Eurostat, t2020_31) et 2030

Selon (BMWi 2) l´Allemagne a atteint une part de 19,3% dans la consommation finale brute d´énergie en 2020, elle a donc dépassé son objectif fixé à 18% selon la directive de l´Union européenne N° 2009/28/CE. Au total, 472 TWh ont été produits à partir de sources d´énergies renouvelables, dont 53% dans le secteur électrique, 38% dans le secteur de la chaleur et du froid et 9% dans le secteur des transports.

Avec 308 TWh, les énergies renouvelables représentent 17,2 % de la consommation finale brute d’énergie en 2019. La France est encore loin de son objectif de 23%. En effet, une hausse de 5,8 points entre 2019 et 2020 serait nécessaire (mais entre 2018 et 2019 la hausse a été de 0,6 point).

Part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d´électricité

La consommation finale brute d´électricité est une partie de la consommation finale brute d´énergie. Dans leurs plans d´action nationaux transmis à la Commission européenne, les États membres ont donné à titre indicatif des objectifs et trajectoires sectoriels.

Dans le plan d´action national en faveur des énergies renouvelables, période 2009 – 2020 (voir plus haut), l´Allemagne a indiqué une part de 38,6% d´énergies renouvelables dans le secteur électrique à l´horizon de 2020 et la France 27%.

Selon le plan national intégré énergie-climat (objectifs à l´horizon de 2030), l´Allemagne vise une part de 65% d´énergies renouvelables dans la consommation finale brute d´électricité et la France vise 40% à (voir plus haut).

Jusqu´à 2019 les données de la figure 22 sont extraites de l´Eurostat, tableau SDG_07_40 « Part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d´énergie par secteur », les chiffres de 2020 sont basés sur (RTE; BMWi 2).

Fig 22 Part EnR secteur electrique
Figure 22 : Evolution de la part d´énergies renouvelables dans la consommation finale brute d´électricité en pourcentage et objectifs 2030

Les chiffres sont établis sous l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement consommée dans les pays et seule l´électricité produite à base de centrales conventionnelles est exportée.

Si l’Allemagne dépasse largement son objectif 2020, la France atteint son objectif grâce au taux de couverture de la consommation par la production renouvelable en augmentation très significative en 2020.  Selon RTE, la baisse de production nucléaire par rapport à 2019 a ainsi été en partie compensée par une augmentation des productions éolienne et solaire, portées à la fois par des conditions météorologiques propices et par un parc qui continue de croître.

Augmentation de l´efficacité énergétique

L´amélioration de l´efficacité énergétique d´au moins 20% d´ici 2020 et d´au moins 32,5 % d´ici 2030 prévue par l´UE se traduit par une baisse de la consommation, un maillon important pour réduire les émissions (voir plus haut).

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

La France s´est fixé l´objectif d´une réduction de 20 % de la consommation d´énergie finale d´ici 2030 par rapport à 2012. Cela conduit à une estimation de la consommation d´énergie finale de 120,9 Mtep et de la consommation d´énergie primaire de 202,2 Mtep (hors usages non énergétiques) selon les prévisions du plan national intégré énergie-climat de la France (CE 2).

Outre-Rhin, il est prévu de réduire à l´horizon 2020 la consommation énergétique finale à 194,3 Mtep et la consommation d’énergie primaire à 276,6 Mtep (hors usages non énergétiques). Cela correspond à une réduction d´environ 14% par rapport à 2005.

D´ici 2030, l´Allemagne a fixé comme objectif une réduction de la consommation énergétique primaire de 30% par rapport à 2008 à environ 216 Mtep (hors usages non énergétiques). La consommation d´énergie finale est estimée à 185 Mtep en 2030 selon le plan national en matière d´énergie et de climat (CE 2).

La figure 23 ci-dessous décrit les progrès réalisés (Eurostat).

Fig 22 EU 2020_2030_conso energie primaire
Figure 23 : Evolution de la consommation d´énergie primaire (hors usage non énergétique) par rapport aux objectifs de 2020 (Eurostat, t2020_33) et 2030

La France a réduit sa consommation de 10% en 2019 par rapport à 2005. L´atteinte de l´objectif de 2020 de 219,9 Mtep nécessiterait maintenant une baisse de 15 Mtep au cours de 2020.

L´Allemagne a réduit sa consommation d´énergie primaire de 12 % en 2019 par rapport à 2005. L´atteinte de l´objectif de 276,6 Mtep de 2020 nécessiterait une baisse de 6 Mtep.

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