La transition énergétique : Selon McKinsey l´Allemagne aura du mal à atteindre ses objectifs d’ici 2020 et performe comparativement moins bien que d´autres pays européens

Depuis 2012 McKinsey publie un baromètre semestriel qui analyse la progression de la transition énergétique allemande. Le cabinet s’appuie sur les trois critères du triangle énergétique : la sécurité d’approvisionnement, l’économie et la protection de l’environnement et du climat.  Le cabinet évalue 14 indicateurs sous l’angle de leur progression vers les objectifs prévus pour 2020.

Huit des quatorze indicateurs dans le rouge

Le baromètre actuel publié en mars 2018 n’incite pas à l’optimisme (/1/, /2/).  Douze indicateurs ont évolué depuis la dernière publication en automne 2017 /3/, seuls cinq empruntent la bonne trajectoire au regard des objectifs fixés pour 2020.   Parmi eux figurent l’objectif déjà atteint de 35 % d’énergies renouvelables dans la consommation brute de l´électricité (36,4% en 2017), le nombre d´emplois liés aux renouvelables et à  l´industrie électro-intensive, la réduction des coupures de courant non prévues ainsi que la marge de réserve des capacités de production électrique par rapport à la pointe.

Un léger besoin d’adaptation existe pour l´indicateur « capacité d´interconnexions électriques ». Ce critère, nouvellement introduit, évalue la capacité transfrontalière d’échanges nécessaire pour garantir la sécurité de l’alimentation électrique. La Commission Européenne (CE) retient un objectif de capacité d’interconnexions de  10 % pour 2020 et 15 % pour 2030 pour chaque pays rapporté à la capacité électrique installée : celle de l´Allemagne s´élève actuellement à 7%. Elle est en fort recul depuis 2016 compte tenu du développement massif des énergies renouvelables et des flux en boucle, appelés « loop flows »  dans les pays voisins pour acheminer du courant du nord au sud de l’Allemagne à cause de la lente modernisation du réseau électrique.

Toutefois, selon McKinsey la réalisation des 8 critères d´ici 2020 serait inatteignable :

  • L´objectif national de 40 % de réduction des émissions des gaz à effet de serre d’ici 2020 par rapport à 1990 : l´Allemagne est en 2017 avec 905 Mt CO2 éq. très loin de son objectif de 750 Mt CO2 éq. en 2020. Une cause notable est la baisse insuffisante des émissions des secteurs du bâtiment (chaleur/refroidissement) et du transport.
  • La réduction de la consommation de l´énergie primaire et de l´électricité : une baisse de la consommation de l´énergie primaire de 20% d´ici 2020 par rapport à 2008 est prévue. Avec 13 550 PJ (324 Mtep) en 2017, l´objectif de 11 454 PJ (274 Mtep) en 2020 reste éloigné. De même pour la consommation brute de l´électricité. L´objectif de 553 TWh d´ici 2020 (baisse de 10% par rapport à 2008) est avec 600 TWh en 2017 inatteignable et en hausse par rapport à 2016.
  • Les coûts des interventions des gestionnaires des réseaux allemands relatifs à la stabilisation du réseau : le critère de McKinsey est de ne pas dépasser les coûts de 2008, à savoir 1 € par MWh de l´électricité produite sur la base des énergies fatales (éolien, solaire). Au premier trimestre 2017 les coûts s´élevaient à 13,11 €/MWh.
  • Les prix de l’électricité pour les ménages et pour l´industrie : en 2017 les ménages allemands, avec une consommation située entre 2500 kWh et 5000 kWh, ont payé 30,5 ct/kWh contre 20,4 ct/kWh en moyenne dans le reste de l’UE et l’Allemagne est désormais le pays européen, avec le Danemark, où l’électricité est la plus chère. Le prix pour les industries non privilégiées (càd celles qui ne sont pas électro-intensives), pour les sites industriels moyens avec une consommation entre 20 et 70 GWh reste, à 9, 72 ct/kWh, supérieur à la moyenne européenne (8,46 ct/kWh). La fiscalité représente avec 54 % pour les ménages et 45% pour l´industrie la part la plus importante du prix de l électricité en Allemagne.
  • Le coût de soutien des énergies renouvelables : la subvention aux énergies renouvelables atteint 6,9 ct/kWh en 2017, alors que l´objectif était de ne pas dépasser 3,5 ct/kWh en 2020. Une légère baisse à 6,79 ct/kWh est prévue pour 2018 mais il faudra attendre 2021 – lorsque les anciennes installations, les plus coûteuses, sortiront de la garantie de subvention après 20 ans – pour observer une baisse significative.
  • La construction à l’horizon 2020 des lignes de transports d’électricité : alors que la valeur cible de McKinsey pour 2020 est de 3582 km, sont construits 879 km (état au 30.09.2017) dont seulement 63 km nouveaux depuis le premier trimestre 2017.

L´Allemagne perd son rôle pionnier dans la transition énergétique

Sur le plan international, l´Allemagne obtient également de moins bons résultats dans les compétences de la transition énergétique selon le nouveau « Energy transition Index 2018 » publié en mars 2018 par le WEF (Forum Economique Mondial) qui classe 114 pays en fonction de la qualité de leur transition énergétique (/2/, /4/) sur la base de 40 indicateurs développés par McKinsey en coopération avec le WEF.

Le bilan de la transition énergétique est évalué dans la catégorie « System Performance » à partir des critères du triangle énergétique sur la base de 17 indicateurs,  parmi lesquels :

  • la durabilité environnementale du système
  • le potentiel de croissance et de développement économiques
  • la sécurité énergétique et l’accès à l’énergie

La catégorie « Transition Readiness » utilise 23 indicateurs pour évaluer les conditions générales de chaque pays pour la préparation à la transition énergétique, par ex. institutions, réglementations, investissements, infrastructure énergétique.

L’ensemble des résultats de chaque pays est intégré dans un classement global  le « Energy transition Index » permettant une comparaison directe de la performance du système énergétique actuel et du niveau de préparation à la transition énergétique globale de chaque pays.

Le résultat peut paraître surprenant. Le classement est largement dominé par l’Europe du Nord et de l’Ouest (voir figure 1).

Ranking_1
Figure 1 : Energy Transition Index 2018 – Classement des pays selon les catégories principales /2/, /4/, /5/

Le forum économique mondial place l’Allemagne seulement à la 16e position avec un top 10 exclusivement composé de pays européens, au premier rang desquels la Suède, la Norvège et la Suisse.  La France se positionne à la 9e place des pays les mieux préparés pour la transition énergétique globale.

Seule une analyse de détail permet de montrer les forces et les faiblesses de la transition énergétique allemande. Dans la catégorie « Transition Readiness » l´Allemagne se place à la 11e position grâce à une bonne préparation et des institutions et réglementations solides.

En revanche, dans la catégorie « System Performance » l´Allemagne se situe à la 44e position donc plutôt en milieu du peloton des pays étudiés. En effet l´Allemagne est confrontée à des défis majeurs concernant la structure du système énergétique. L’électricité allemande reste très dépendante des combustibles fossiles, notamment du charbon actuellement nécessaire pour assurer la sécurité d´approvisionnement suite à la décision de la sortie accélérée du nucléaire. L´Allemagne n´atteindra pas l´objectif principal de la transition énergétique, à savoir la réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40% d´ici 2020 et pâtit de prix de l’électricité élevés suite au surfinancement des énergies renouvelables pendant des années.

Le nouveau gouvernement allemand qui a pris ses fonctions mi-mars 2018  doit prendre des mesures pour réengager la transition énergétique sur la voie du succès.

Références

/1/ McKinsey, Energiewendeindex, https://www.mckinsey.de/energiewendeindex#

/2/ Vahlenkamp, Thomas; Ritzenhofen, Ingmar; Gersema, Gerke; Kropeit, Julia : « Energiewende global – Was Deutschland von anderen Ländern lernen kann « , Energiewirtschaftliche Tagesfragen (3/2018), https://www.mckinsey.de/files/et_maerz_2018_ewi.pdf

/3/ Hurel, Tristan : « Transition énergétique allemande : les indicateurs sont au rouge », SFEN, 10.10.2017, http://www.sfen.org/rgn/transition-energetique-allemande-indicateurs-rouge

/4/ World Economic Forum : Fostering Effective Energy Transition – A Fact-Based Framework to Support Decision-Making, Mars 2018, http://www3.weforum.org/docs/WEF_Fostering_Effective_Energy_Transition_report_2018.pdf

/5/ World Economic Forum : « Fostering Effective Energy Transition – Energy Transition Index 2018 », http://www3.weforum.org/docs/WEF_Fostering_Effective_Energy_Transition_Index_2018.pdf

pour plus d´informations voir aussi :

Le paysage énergétique allemand en 2017 (mise à jour du 27 mars 2018)

Énergies renouvelables : de nombreux défis

Contrat du gouvernement de grande coalition – quels objectifs en matière de climat et d´énergie? (mise à jour du 14 mars 2018)

 

 

Amélioration des effets du foisonnement par la production cumulée éolien et solaire

Selon une étude du service météorologique allemand DWD (Deutscher Wetterdienst), publiée en mars 2018, l´intermittence de l’éolien et du solaire peut être atténuée en Allemagne comme dans l’Europe interconnectée par la combinaison de ces deux technologies.

 Les météorologues ont étudié à quelle fréquence au cours des derniers 20 ans la production moyenne en Allemagne et en Europe des énergies renouvelables intermittentes a été inférieure à 10% de la capacité installée pendant 48 heures. Selon le DWD, l´effet de foisonnement augmente au fur et à mesure que la zone géographique s’agrandit.

Mais les énergies renouvelables intermittentes, à elles seules, ne seront sans doute pas en mesures d´ assurer la sécurité d´approvisionnement en électricité malgré l´amélioration des effets de foisonnement grâce aux interconnexions européennes accrues. Il faut toujours une technologie complémentaire, soit des centrales conventionnelles en backup soit des accumulateurs d’énergie.

La production cumulée d´éolien terrestre + offshore + photovoltaïque, combinée avec une interconnexion européenne accrue, pourrait réduire considérablement les risques des épisodes de faible production de ces énergies renouvelables intermittentes. C´est la conclusion essentielle d´une étude du service météorologique allemand DWD (Deutscher Wetterdienst) publiée en mars 2018 /1/ pour répondre au défi des énergies renouvelables intermittentes en étudiant leur variabilité journalière et saisonnière sur la base d´ informations météorologiques détaillées.

Analyse détaillée des conditions météorologiques en haute résolution de 6 km  

L´examen de l´intermittence de la production éolien + solaire nécessite des données spatiales et temporelles détaillées des conditions météorologiques sur une longue période.

DWD a utilisé des approches différentes/1/.  Pour la saisie du rayonnement solaire en Europe avec une résolution spatiale de 6 km les données du satellite européen de météorologie EUMETSAT ont été analysées. Compte tenu du fait que les données de plusieurs décennies sont maintenant disponibles, on dispose même  d´analyses statistiquement fiables des phénomènes extrêmes

Le gisement éolien est essentiellement caractérisé par la vitesse et la direction du vent (voir aussi /2/) ce qui nécessite la collecte des conditions de vent au niveau du moyeu d´une éolienne moderne, à savoir environ 120 m. Compte tenu du fait que ni les satellites ni les stations au sol, mesurant la vitesse de vent à la hauteur de 10 m, ne peuvent fournir ces informations, DWD a utilisé un modèle appelé la réanalyse météorologique. DWD obtient avec cette réanalyse – comme pour les données du satellite – une résolution spatiale de 6 km.

Le potentiel des énergies renouvelables ne dépend pas seulement de la vitesse du vent ou du rayonnement solaire mais aussi de la technologie adoptée. Les études de DWD reposent sur l’hypothèse d´une éolienne moderne de 7,5 MW et d´un module photovoltaïque en silicium sur un toit incliné orienté vers le sud.

L´éolien offshore en mer du Nord et mer Baltique stabilise la production d´énergies renouvelables en Allemagne

La figure 1 montre les conditions de production moyenne depuis de nombreuses années en Allemagne.

Abb 1_1
Figure 1 : Facteur de charge moyen pour éolien et solaire en Allemagne (valeur moyenne 1995 à 2015)

Les deux cas montrent des conditions sans surprise. Concernant l´éolien (graphique de gauche) les vitesses moyennes du vent au bord de la mer ou dans les massifs  conduisent à des facteurs de charge plus élevés. En d’autres termes, l´éolien offshore contribue d´un point de vue météorologique à la sécurité d´approvisionnement en électricité. Concernant le photovoltaïque (graphique de droite), les facteurs de charge les plus élevés se trouvent dans le sud de l´Allemagne.

Abb 2_1
Figure 2 : Evolution moyenne annuelle des facteurs de charge éolien et solaire en Allemagne

La figure 2 montre l´évolution moyenne annuelle des facteurs de charge éolien et solaire en Allemagne. Pour les deux on observe une courbe annuelle avec un maximum en été pour le photovoltaïque et un maximum en hiver pour l´éolien. Les deux groupés montrent une compensation significative – matérialisée sur le graphique par  ligne et points noirs.  L´utilisation combinée « éolien + photovoltaïque » conduit à un facteur de charge relativement homogène.

Les données de DWD permettent aussi une vue sur l´Europe. La figure 3 montre les conditions moyennes éolien – solaire.

Abb 3_1
Figure 3 : Facteur de charge moyen pour éolien et solaire en Europe (valeur moyenne 1995 à 2015)

Compte tenu du rôle mineur du solaire dans les états nordiques, cette région n’entre pas en considération. Comme pour l´Allemagne, les résultats en Europe sont conformes aux attentes. Les régions d’intérêt majeur pour l’éolien se trouvent en Europe du nord et celles du solaire en Europe de sud.

Bien qu´en moyenne éolien et solaire se complètent bien, il y des situations où la production de ces deux  formes d’énergies renouvelables peut baisser simultanément. La question se pose de la fréquence des épisodes prolongés de faible production d´éolien et de solaire. DWD a analysé à titre d´exemple des épisodes de 48 h.

La combinaison d´éolien terrestre et offshore avec le photovoltaïque semble utile

La figure 4 montre le nombre annuel d´épisodes de faible production éolienne et solaire d´une durée de 48 heures. On a dépouillé les épisodes avec un facteur de charge inférieur à 0,1, correspondant à une production moyenne inférieure à 10% de la capacité installée dans la région considérée.

Abb 4_1
Figure 4 : L´interconnexion européenne minimise les défaillances de la production d´énergies renouvelables

Le seuil de 10% a été choisi de façon représentative. Le résultat est reproductible avec des périodes et/ ou des seuils différents.

La figure 4 montre les modifications de la fréquence des défaillances de production d´éolien et de solaire dans les différentes constellations. La barre verticale à gauche  montre les conditions pour les éoliennes terrestres en Allemagne. On peut observer 23 épisodes annuels avec un facteur de charge inférieur à 10% pendant plus de 48 heures. En ajoutant les éoliennes offshore on compte encore 13 épisodes par an. La combinaison « éolien + photovoltaïque » conduit à 2 épisodes par an sous l´hypothèse que les deux technologies contribuent à parts égales à la production. Cela correspond à 4 jours de production d´éolien et de solaire quasi nulle chaque année.

A titre de comparaison, l´association VGB PowerTech a publié une étude sur la performance des éoliennes en Allemagne /3/. Le résultat des études sur la fréquence des épisodes de production d´éolien et de solaire quasi nulle montre entre 2010 et 2016 environ 160 épisodes de 5 jours avec une production éolienne inférieure à 5 GW et pour chaque année un épisode de 10 à 14 jours de vents faibles.

En prenant en compte l´interconnexion européenne (barre à droite sur la figure 4)  le cas de référence apparaissait du point de vue statistique 0,2 fois par an. Cela correspond statistiquement toujours à 10 heures de production d´éolien et de solaire quasi nulle en Europe par an.

Conclusion 

Compte tenu des aléas météorologiques, DWD ne peut pas exclure des épisodes de faible production d´éolien combinée avec une phase pauvre en ensoleillement.

Pour réaliser le potentiel de foisonnement des productions d´énergies renouvelables il faudrait en plus un super-réseau international de lignes à haute tension. Mais cela demeure encore très éloigné de la réalité en Europe.

Le Conseil européen d’octobre 2014 a appelé tous les États membres à atteindre une interconnexion d’au moins 10 % de leur capacité installée de production d’électricité d’ici à 2020 /4/. L’UE étudie la possibilité de faire passer l’objectif à 15 % d’ici à 2030 car « … parvenir juste au minimum de 10 % risque de ne pas être suffisant selon la situation géographique d’un pays et la composition de son bouquet énergétique, par exemple la part que représentent les énergies renouvelables… ».

Le potentiel théorique de foisonnement calculé par les experts de DWD dans des conditions optimales est donc dans les limbes car il faut encore tenir compte du délai de développement du réseau international et de l´ancienneté des équipements d´énergies renouvelables en service.

L’éolien et le photovoltaïque ne seront sans doute pas en mesure d´assurer à eux seuls la sécurité d´approvisionnement en Europe occidentale. Une technologie complémentaire, soit centrales conventionnelles backup soit accumulateurs d’énergie, reste indispensable.

Référence

/1/ DWD (Deutscher Wetterdienst) : Pressemitteilung zur Klima-Pressekonferenz 2018 des DWD, Mars 2018, « Wetterbedingte Risiken der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien durch kombinierten Einsatz von Windkraft und Photovoltaik reduzieren » https://www.dwd.de/DE/presse/pressekonferenzen/DE/2018/PK_06_03_2018/pressemitteilung_20180306.pdf?__blob=publicationFile&v=4

/2/ OFATE : « Mesures et expertises de vent pour l´évaluation des sites d´éoliennes terrestres : méthodes et analyse », Note de synthèse, Aout 2017, https://energie-fr-de.eu/fr/energie-eolienne/actualites/lecteur/note-de-synthese-sur-les-mesures-et-expertises-de-vent-pour-levaluation-de-sites-deoliennes-terrestres.html

/3/ VGB PowerTech, « VGB-Studie: Windenergie in Deutschland und Europa », Juin 2017 https://www.vgb.org/studie_windenergie_deutschland_europa_teil1.html

/4/ Commission européenne – Fiche d’information : « Connecter les marchés de l’électricité pour assurer la sécurité d’approvisionnement, l’intégration du marché et la généralisation des énergies renouvelables », Février 2015, http://europa.eu/rapid/press-release_MEMO-15-4486_fr.htm

Bilan emplois du secteur de l´énergie – Information du ministère fédéral allemand de l´économie et de l´énergie du 2 mars 2018

Le bilan emplois de la transition énergétique est un argument très souvent avancé mais à manier avec précaution. Selon des informations publiées en mars 2018 :

  • le nombre d´emplois directs du secteur de l´énergie a baissé d´environ un tiers depuis 2000 selon la statistique officielle
  • après un pic de plus de 800 000 personnes entre 2009 et 2011, le secteur de l´énergie compte moins de 700 000 emplois directs et indirects en 2016
  • le nombre d´emplois directs et indirects liés aux énergies renouvelables a reculé d´environ 20 % depuis 2011 pour se stabiliser autour de quelque 330 000 personnes

Début mars 2018, le ministère fédéral de l´économie et de l´énergie a  répondu à la question d´une députée des Verts (Bündnis 90/Die Grünen) sur  l´évolution des emplois du secteur de l´énergie /1/.  La réponse du ministère fédéral s´appuie entre autres sur l´étude de GWS et al. :  » Indicateurs économiques du système énergétique » publiée en février 2018 /2/. Ce document, établi à la demande du ministère, vise à quantifier le nombre d’emplois générés dans le secteur entre 2000 et 2016.

Sur la base des données d’emplois directs du secteur de l´énergie, établies par l´agence fédérale des statistiques (Statistisches Bundesamt), l´évolution entre 2000 et 2017 est représentée par la figure 1

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Figure 1 : Evolution des emplois directs du secteur énergie 2000 à 2017

On observe une baisse d´environ un tiers des emplois directs entre 2000 et 2017 notamment à cause des pertes d´emploi dans les secteurs charbon-lignite et produits pétroliers. L´emploi direct de l’activité d´approvisionnement en électricité recule légèrement d´environ 12% dans la même période.

L´étude de GWS et al. /2/ fait un bilan des emplois directs et indirects en utilisant des indicateurs économiques du système énergétique comme l´investissement, les exportations et la production brute sans toutefois parler du type d’emploi, en termes de qualité.

GWS évalue à 338 600 les emplois directs et indirects liés aux renouvelables en 2016, dont 160 100 pour l’éolien terrestre et offshore, 105 600 pour les bioénergies, 45 300 pour l´énergie solaire (photovoltaïque et solaire thermique), 20 300 pour la géothermie et 7 300 pour l´hydroélectricité. Après un pic de 416 100 emplois en 2011, on observe un recul à partir de 2012 notamment dans les filières du photovoltaïque et du biogaz. Ce recul est amplifié en 2013 suite à la réduction massive des investissements dans les nouvelles installations suite à la  baisse du tarif de rachat garanti de l´électricité du photovoltaïque (voir figure 2). Il se rajoute le basculement du photovoltaïque vers les importations chinoises, beaucoup moins créatrices d’emplois en Allemagne. Au total plus de 70% d´emplois avaient été perdus dans le solaire entre 2011 (156 700) et 2016 (45 300).

Figure 2 : Evolution des emplois directs et indirects de la filière énergies renouvelables 2000 à 2016 selon /2/.

En 2016, pour la première fois depuis 2011, le développement de l’emploi était positif avec + 3% par rapport à 2015.

Dans la filière énergies renouvelables, on note l´effet stabilisant des activités « mise à disposition du combustible et carburants » et « exploitation et maintenance ». En 2016 presque 43 % des emplois des énergies renouvelables sont générés dans l’exploitation, la maintenance et la mise à disposition du combustible et des carburants. Pour l’éolien, les emplois liés à l´exploitation et à la maintenance représentent environ 21% et pour le solaire presque 28% des emplois totaux en 2016. Ce sont les investissements et les exportations qui tirent la croissance des emplois.

A l´avenir il faut voir quel effet sur l´emploi dans la filière des énergies renouvelables aura la mise en concurrence des acteurs au travers des appels d’offres en vigueur à  partir de 2017 et la sortie des premières installations de la contribution de soutien à partir de 2021.

Selon l´étude de GWS /2/, le secteur de l´énergie employait  500 000  à 800 000 personnes entre 2000 et 2016. Le développement des énergies renouvelables a contribué à une augmentation des emplois notamment en raison des investissements supplémentaires : mais après un pic de plus de 800 000 personnes entre 2009 et 2011, on constate une retombée à moins de 700 000 emplois qui s´explique par un recul des investissements dans les énergies renouvelables (voir figure 3 qui confirme figure 2).

Figure 3 : Emplois directs et indirects dans le secteur de l´énergie 2000 à 2016

La figure 4 montre une estimation de la répartition des emplois suite à une utilisation accrue des énergies renouvelables. Il faut toutefois noter une incertitude concernant les emplois indirects dans les domaines de l´investissement et de la production conventionnelle.

Figure 4 : Pourcentage estimé de l´emploi total des différentes activités du secteur de l´énergie 2000 à 2016

La constatation d´un décalage net des emplois vers les énergies renouvelables ainsi que vers les investissements dans l´infrastructure et le stockage d´énergie est un résultat marquant de l´étude /2/.

Références

/1/ Deutscher Bundestag : « Schriftliche Fragen mit den in der Woche vom 26. Februar 2018 eingegangenen Antworten der Bundesregierung, Beschäftigte in der Energiebranche in den letzten drei Jahren », Drucksache 19/1039, 2 mars 2018, http://dipbt.bundestag.de/doc/btd/19/010/1901039.pdf

/2/ GWS et al. (Février 2018) : « Ökonomische Indikatoren des Energiesystems, Methode, Abgrenzung und Ergebnisse für den Zeitraum 2000 – 2016 », http://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Studien/oekonomische-indikatoren-und-energiewirtschaftliche-gesamtrechnung.html

 

Contrat du gouvernement de grande coalition – quels objectifs en matière de climat et d´énergie? (mise à jour du 14 mars 2018)

Signature du contrat de coalition le 12 mars 2018 : de gauche à droite Olaf Scholz (SPD), Angela Merkel (CDU) et Horst Seehofer (CSU)

 

Le contrat de coalition entre les chrétiens – démocrates (CDU/CSU) et les sociaux – démocrates (SPD) a été signé le 12 mars 2018 /1/ et le nouveau gouvernement a pris ses fonctions le 14 mars 2018 . Ce contrat de coalition de 177 pages traite les objectifs en matière de climat et d´énergie dans différents chapitres, notamment aux chapitres VI.3 « Energie », VI.4 « Transport », IX.4 « Bâtiments » et XI.1 « Environnement et climat ».

Voici quelques extraits:

Réduction des émissions de gaz à effet de serre

Les partenaires de la coalition s´engagent à tenir les objectifs nationaux, européens et de l´accord de Paris en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 2020, 2030 et 2050. Partant de la constatation  qu’il n´est plus possible d’atteindre d´ici 2020 l´objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40% par rapport à 1990, il est prévu de combler l´écart au mieux par rapport à l´objectif national pour 2020.

L’objectif 2030 de réduction des émissions (- 55% par rapport à 1990) doit être atteint de toute manière. Tous ces objectifs supposent l´absence de dommages structurels et le respect du triangle énergétique, c´est-à-dire : sécurité d’approvisionnement, lutte contre le réchauffement climatique et compétitivité.

Energies renouvelables

Une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation d´électricité est visée d´ici 2030 (Pour mémoire: selon le concept initial de 2011, le quota de 65% était prévu pour 2040) sous condition que le réseau puisse accueillir la capacité supplémentaire.

Commission « Croissance, mutation structurelle et emploi »

Une commission intégrant les différents acteurs de la politique, de l´industrie, des organisations non gouvernementales, des syndicats ainsi que des régions et des Länder doit proposer jusqu’à fin 2018 un programme d´action concernant les mesures à prendre pour :

  • atteindre les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre, à savoir réduire l´écart par rapport à l´objectif 2020 et assurer l’objectif 2030
  • sortir progressivement de la production d’électricité à base de charbon/lignite et fixer une date butoir
  • développer des mesures compensatoires d’aide à la restructuration des régions concernées

Nucléaire

  • sortir du nucléaire d´ici 2022 tout en exerçant une influence sur les questions de sureté du nucléaire en Europe
  • s’investir pour adapter le contrat EURATOM aux enjeux futurs concernant l´utilisation du nucléaire et obtenir la suppression des subventions de l´UE pour de nouvelles centrales nucléaires.
  • sélectionner d´ici 2031 le site de stockage de stockage définitif des déchets radioactifs « exothermiques » : HA (Haute activité) et MA – VL (Moyenne activité à vie longue)
  • mettre en service aussi vite que possible l’ancienne mine de fer de Konrad pour le stockage des déchets radioactifs « non exothermiques » : FMA – VC (Faible et moyenne activité à vie courte)

De plus, le futur gouvernement souhaite lancer des initiatives pour la promotion de l´efficacité énergétique, des solutions de stockage d´électricité, de cogénération et l’utilisation renforcée des énergies renouvelables en mettant en lien les trois secteurs: chaleur et refroidissement (bâtiment), transport et électricité. Le contenu précis des initiatives n´est pas encore connu.

Il est prévu que le ministère de l´économie et de l´énergie, responsable pour la mise en œuvre de la transition énergétique, passe sous la responsabilité des chrétiens – démocrates (M. Peter Altmaier, CDU).

Le ministère de l´environnement restera sous la responsabilité des sociaux – démocrates (SPD). Svenja Schulze succède à Barbara Hendricks en tant que nouvelle ministre. Mme Schulze fut durant sept ans ministre pour « l´innovation, la science et la recherche » en Rhénanie-Westphalie. Elle s´est mise en difficulté en 2011 dans l´affaire des « boules de combustible disparues » du réacteur de recherche de Jülich. Il a fallu quelques jours avant que le gouvernement du Land de Rhénanie-Westphalie atteste que les boules n´avaient jamais disparu.

Réactions partagées

La réaction du secteur énergétique sur la politique du climat et de l´énergie du futur gouvernement est partagée.

Selon la fédération des entreprises de l’énergie BDEW / 2/, le contrat de coalition ne donne pas de réponses quant au financement des investissements indispensables dans de nouvelles centrales pour garantir la sécurité d´approvisionnement.

(Pour mémoire : La plupart des centrales thermiques sont actuellement exploitées dans un « Energy-only-Market » soit une rémunération de la production électrique au prix du marché, sans tenir compte des frais de mise à disposition de la capacité. Le prix de gros de l’électricité est aujourd’hui trop bas pour inciter à la construction de nouveaux moyens de production conventionnelle)

Le contrat de coalition ne prévoit pas d’allègement de la fiscalité de l´électricité. Cela aurait été important notamment pour rendre l´électricité renouvelable compétitive dans les secteurs du transport et de  chaleur/refroidissement. Le document ne contient pas non plus de proposition concernant un renchérissement des émissions CO2 dans les secteurs du transport, chaleur/refroidissement et de l´agriculture. Cela aurait été indispensable pour réduire les émissions notamment du secteur transport.

Le think tank PROGNOS a publié sur son site web des commentaires /3/ sur le contrat de coalition et la politique du climat et de l´énergie du futur gouvernement. Selon Prognos l´Allemagne risque, sans de conséquents efforts supplémentaires, très vraisemblablement un échec des objectifs à court et moyen terme de réduction des émissions de gaz à effet de serre.

Le contrat de coalition ne traite pas le thème du climat et de l´énergie de façon transparente. Les thèmes liés en la matière sont traités dans des chapitres différents. Le chapitre « énergie » traite principalement le secteur de l´électricité. La sortie du charbon, l´efficacité  énergétique ou le transport sont traités ailleurs. Il n’apparaît pas encore clairement dans le texte qu´il faut accélérer la mise en œuvre des actions de protection du climat et de l´efficacité énergétique dans tous les secteurs.

Une analyse de Deutsche Bank Research /4/ résume le chapitre politique énergétique avec les mots « l´existence des problèmes a été détectée mais sans les nommer explicitement « . Un vrai examen des problèmes du passé n´a pas eu lieu. Le triangle énergétique est sollicité sans mentionner le fait que l´objectif « compétitivité » jouait un rôle mineur dans le passé et sans indiquer d´instruments pour l´atteindre.

Les partenaires de la coalition réaffirment les objectifs de réduction des gaz à effet de serre sans faire d´analyse approfondie sur l´échec de l´objectif 2020. La commission déjà citée fera des propositions, c´est une méthode pour gagner du temps et déléguer la responsabilité.

Références

/1/ Contrat de coalition SPD, CDU/CSU : koalitionsvertrag_2018

/2/ Communiqué de presse du BDEW du 7.2.2018 : « Stefan Kapferer zu den Ergebnissen der Koalitionsverhandlungen », https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/stefan-kapferer-zu-den-ergebnissen-der-koalitionsverhandlungen/

/3/ Prognos : « Der Koalitionsvertrag aus Sicht der Zukunfts- und Wirtschaftsforscher der Prognos AG » Thema 7/15 : Klimaschutz und Energiewende, https://www.prognos.com/fileadmin/images/Newsletter/Sonder_NL_Extrablatt_TL_KoaVertrag/180213_7_Klimaschutz_und_Energiewende_Prognos_GroKo_Kommentierung.pdf

/4/ Deutsche Bank Research, Koalitionsvertrag – Zukunft geht anders, 5 mars 2018, https://www.dbresearch.de/PROD/RPS_DE-PROD/PROD0000000000464120/Koalitionsvertrag_%E2%80%93_Zukunft_geht_anders.PDF

Retour d´expérience des appels d´offres de l´éolien terrestre en 2017 (Mise à jour du 8 juin 2018)

  • Les avantages excessifs accordés aux sociétés citoyennes auraient conduit à une distorsion du marché de l´éolien terrestre
  • Le Bundesrat (Conseil fédéral allemand représentant les 16 Länder) a déposé en février 2018 un projet de modification de la loi sur les énergies renouvelables 2017 au Parlement /1/
bundesrat-aufgaben-geschichte
Berlin – Siège du Conseil fédéral allemand dans l´ancienne Chambre des seigneurs de Prusse

Depuis janvier 2017, le montant du soutien aux énergies renouvelables n’est plus fixé comme auparavant par l’État mais par le biais d’appels d’offres[1].

La loi 2017 prévoit des règles spécifiques facilitant la participation des sociétés détenues par des citoyens (Bürgerenergiegesellschaft) aux appels d’offres éoliens, c´est-à-dire qu’ils peuvent participer aux appels d’offres dans des conditions moins contraignantes, comme par exemple absence d´obligation d´une autorisation préalable selon BImSchG  (Loi fédérale sur le contrôle de l’émission), délai de 4,5 ans au lieu de 2,5 pour la mise en service des installations après avoir reçu l´adjudication.

Les sociétés de citoyens retenues dans le cadre de l´appel d´offres bénéficient d’avantages supplémentaires comme la procédure « pay as clear » c´est-à-dire la valeur de référence accordée sera celle de l’offre la plus chère parmi les projets retenus. Par contre les autres offrants retenus ne reçoivent que la valeur de référence proposée dans l´appel d´offres  (pay-as-bid).

Lors des 3 appels d´offres pour l´éolien terrestre en 2017, les adjudications sont allées presqu’exclusivement aux sociétés citoyennes (2700 de 2800 MW faisant l’objet de l’appel d’offres.

Selon le Conseil fédéral,  les avantages excessifs accordés aux sociétés citoyennes auraient conduit à une distorsion du marché de l´éolien terrestre. En cause, les déficits de  règlements concernant les sociétés citoyennes dans la loi 2017. La loi ne pouvait  empêcher qu´un petit nombre de fonds ayant financé les projets en tant que « prestataires de services », ces sociétés remplissaient les critères formels d´une « société de citoyens ».

L´adjudication de plus de 96% des projets d´éolien terrestre 2017 aux sociétés citoyennes pourrait conduire à une rupture du déploiement de l´éolien terrestre à partir de 2019, compte tenu du délai supplémentaire de 2 ans accordé aux sociétés citoyennes pour la mise en service des installations après avoir reçu l´adjudication. De plus, il existe un risque d´une expulsion complète des offrants non privilégiés et d´un déséquilibre économique de l´industrie éolienne dans la mesure où, à partir de 2019, la réalisation des projets d´éolien serait temporairement interrompue. 

Le gouvernement fédéral s’est déclaré  prêt à évaluer l´impact des conditions avantageuses des sociétés citoyennes. Certains privilèges des sociétés citoyennes selon la loi 2017 ont été abolis pour les deux premiers d´appels d´offres en 2018 comme la prolongation du délai de réalisation de 2 ans ou l’absence d´autorisation préalable selon BImSchG (Loi fédérale sur le contrôle de l’émission).

Afin d´éviter à compter de 2020 une nouvelle distorsion du marché de l´éolien terrestre, le Conseil fédéral a déposé un projet de modification de la loi dans le but d´abolir les avantages des sociétés de citoyens sur les appels d´offres en 2018 et au premier semestre 2019. Le Parlement a entériné ce projet le 8 juin 2018 /3/.

Le résultat du premier appel d´offres 2018 pour l´éolien terrestre, publié le 20 Février 2018 par  l’agence fédérale de réseau (Bundesnetzagentur) /2/, montre en effet l´impact de l´abolition des conditions avantageuses pour les sociétés citoyennes. Les offres  varient entre 3,8 ct/kWh et 5,28 ct/KWh, donc  en hausse par rapport à novembre 2017 et les sociétés citoyennes ont obtenu moins d´¼ des adjudications.

Résultats des appels d´offres de l´éolien terrestre

Mai 2017

Août 2017

Novembre 2017

Février 2018

Quantité faisant l’objet de l’appel d’offres (MW)

800

1000

1000

700

Montant moyen de l’adjudication (ct/kWh)

5,71

4,28

3,82

4,73

Montant le plus bas retenu (ct/kWh)

4,20

3,50

2,20

3,80

Montant le plus élevé retenu (ct/kWh)

5,78

4,29

3,82

5,28

Références

/1/ Conseil fédéral (Bundesrat) : Projet de loi pour la modification de la loi sur les énergies renouvelables de 2017″, 2 Février 2018, https://www.bundesrat.de/SharedDocs/drucksachen/2018/0001-0100/3-18(B).pdf?__blob=publicationFile&v=1

/2/ Agence fédérale de réseau (Bundesnetzagentur), communiqué de presse du 20.2.2018 « Bundesnetzagentur gibt Ergebnisse der Ausschreibungen für Wind und Solar zum Gebotstermin 1. Februar 2018 bekannt », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2018/20180220_Ausschreibungen.html

/3/ BDEW, communiqué de presse du 8 juin 2018 : « BDEW begrüßt Änderung des EEG », https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/bdew-begruesst-aenderung-des-eeg/

Les électriciens européens promettent la neutralité carbone

Le 8 février 2018, lors de l’événement ‘Power Sector Vision’, Eurelectric présentait à Maroš Šefčovič, Vice-Président de la Commission Européenne, sa vision à long terme pour l’industrie électrique européenne /1/ signée par les CEO’s des plus grandes entreprises d’électricité et par les associations énergétiques nationales. Parmi les 54 signataires sont les énergéticiens allemands RWE, E.ON et EnBW ainsi que les français EdF et Engie.

Eurelectric
De gauche à droite : Kristian Ruby – Secretary General of Eurelectric; Maroš Šefčovič – Vice president of the European Commission (in charge of the Energy Union); Francesco Starace – President of Eurelectric

Dans sa « Vision of the european electricity industry »  Eurelectric s’engage à rendre la production d’électricité européenne neutre en carbone « bien avant 2050 » sans toutefois donner une date précise. Un engagement exigeant, surtout pour les régions qui dépendent beaucoup du charbon.

L’électricité serait la clé pour un avenir européen sans carbone. Les énergéticiens veulent faire avancer le développement des énergies renouvelables, la digitalisation du secteur, le management d´électricité et la modernisation des réseaux. Il est également prévu l’électrification accrue des autres secteurs tels que le transport, chaleur/refroidissement et l´industrie pour réduire les émissions de gaz à effet de serre dans ces secteurs.

Le document contient aussi des demandes au monde de la politique, comme par exemple un cadre stable permettant d’effectuer les investissements nécessaires.

Eurelectric a aussi profité de cet événement pour lancer sa nouvelle identité visuelle étroitement couplée à sa vision long-terme. Le nouveau logo d’Eurelectric „eurelectric – powering people“ reflète la profonde évolution de l’industrie, son ambition de placer le client au centre et de guider la transition énergétique.

/1/ Eurelectric, « Vision of the european electricity industry »,  https://cdn.eurelectric.org/media/2189/vision-of-the-european-electricity-industry-02-08-2018-h-738E3926.pdf

Allemagne : La « neutralité carbone » à l’horizon 2050 coutera 2300 milliards d´Euro

Une étude commandée par la Fédération de l´Industrie allemande (BDI: Bundesverband der Deutschen Industrie e.V.), publiée en janvier 2018, analyse en détail les investissements supplémentaires par rapport à un scenario d´extrapolation du statu quo sans efforts particuliers pour réduire les gaz à effet de serre.

Les résultats principaux sont:

  • les mesures actuellement engagées dans le cadre de la transition énergétique nécessiteraient des investissements supplémentaires de 470 milliards d´Euros mais seraient insuffisantes pour atteindre les objectifs du plan de protection du climat à l’horizon 2050 (Klimaschutzplan 2050)
  • l´objectif – 80% d´émissions nécessiterait des investissements supplémentaires de 1500 milliards d´Euros et l´objectif « neutralité carbone » ( -95 % d´émissions) 2300 milliards d´Euros c´est-à dire des coûts annuels moyens de 1,2% à 1,8% du PIB d´ici 2050
  • les surcoûts réels seraient plus bas compte tenu de l´économie au niveau des importations des énergies fossiles et varieraient selon le scenario entre 240 et 960 milliards d´Euros

Le gouvernement allemand a adopté en novembre 2016 un plan de protection du climat à l’horizon 2050 (Klimaschutzplan 2050) avec des objectifs ambitieux : réduire ses émissions de gaz à effet de serre de 80 % à 95 % (par rapport à 1990) d’ici à 2050 /1/. Avec ce plan présenté à la COP 22 à Marrakech, l´Allemagne compte contribuer à l’accord de Paris sur le climat en 2015.

Le « Klimaschutzplan 2050 » propose de nombreuses mesures engageant une transformation structurelle dans des secteurs clés, comme l’industrie du charbon ou de l’automobile.

Une étude commandée par la Fédération de l´Industrie allemande (BDI: Bundesverband der Deutschen Industrie e.V.), publiée en janvier 2018 / 2 /, analyse en détail plusieurs scénarios par rapport à un scenario d´extrapolation du statu quo sans efforts particuliers pour réduire les gaz à effet de serre. A partir d´un « scénario de référence » représentant les réductions des émissions possibles avec les mesures actuellement engagées dans le cadre de la transition énergétique, sont examinés les mesures et investissements nécessaires pour atteindre les objectifs – 80% et – 95% d´émissions de gaz à effet de serre.

Les résultats de cette étude de presque 300 pages, intitulée « Klimapfade für Deutschland », élaborée par les cabinets Boston Consulting et Prognos par 200 experts en 10 mois sont sans appel. Sans de conséquents efforts supplémentaires, les objectifs du plan de protection de climat 2050 seront manqués de loin, seule une réduction des émissions de l´ordre de 61% serait atteinte avec les mesures actuellement engagées dans le cadre de la transition énergétique.

Il faudrait investir 2300 milliards d´Euros pour atteindre l´objectif ambitieux  de « neutralité carbone » d’ici au milieu du siècle. Déjà l´objectif minimal d´une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 80% par rapport à 1990 engendrerait  des coûts de 1500 milliards d´Euros. Cela correspond à des investissements moyens  annuels de 1,2% à 1,8% du PIB.

Bien entendu, ces investissements génèrent aussi des coûts moindres au niveau des importations d´énergies fossiles donc les surcoûts réels seront plus bas. L´étude chiffre les surcoûts réels pour l´économie nationale à 240 milliards d´Euros  d´ici 2050 pour la transition énergétique actuelle, à 470 milliards d´Euros pour l´objectif minimal d´une réduction des émissions de 80% et à 960 milliards d´Euros pour l´objectif ambitieux de « neutralité carbone ».

L´objectif – 80% d´émissions serait techniquement faisable et économiquement supportable sous  condition d´efforts accrus et une protection efficace contre la fuite de carbone[1]. Dans l´hypothèse d´une réalisation optimale, l´impact sur le PIB sera minime.

L´objectif – 95% d´émissions serait à la limite de la faisabilité et de l’acceptabilité sociale. Cela exigerait des émissions quasi nulles pour une grande partie de l´économie nationale impliquant la renonciation dans une large mesure au combustible fossile, l´ import de carburant synthétique (power-to-liquid/-gas)[2] et recours à des technologies impopulaires comme le captage et le stockage du dioxyde de carbone (en anglais CCS : Carbon-Capture-and-Storage) et même un ajustement de la nourriture du cheptel pour réduire les émissions (« pilule anti méthane »).

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Investissements et coûts réels supplémentaires ainsi que les réductions d´émissions de gaz à effet de serre obtenues d´ici 2050 par rapport à un scenario d´extrapolation du statu quo

La protection du climat génère aussi des perdants

De nombreux secteurs industriels profiteront des investissements dans la protection du climat comme par exemple l´industrie mécanique et l´industrie du bâtiment  et de l’isolation. Mais affirmer que tous les citoyens profiteront de ces investissements pour la protection du climat serait prématuré. Selon M. Kempf,  président de la Fédération de l´Industrie allemande /2/ « ..Ce qui peut être utile au niveau de la protection du climat et de l´économie nationale n’est pas forcément financièrement viable.. ».

La plupart des mesures pour la réduction des émissions produisent des perdants financièrement. « ..Quatre cinquièmes des mesures nécessaires pour l´objectif  – 80% d´émissions sont liés à des coûts de réduction.. « , selon M. Kempf.  « ..Cela veut dire que ces mesures ne sont pas forcement rentables soit pour l´industriel soit pour le propriétaire d´une maison ou pour le consommateur.. ».

Quelqu´un doit finalement payer cette facture en billions d´euro. Les propriétaires d´une maison, d´un chauffage à fioul ou d´une voiture devraient passer à la caisse sans aucun avantage financièrement. La réduction des émissions de gaz à effet de serre est donc en même temps une politique de redistribution de l´argent sans précédent.

Quelques exemples pour des mesures de protection du climat

L´étude contient une liste importante de mesures à engager pour atteindre les objectifs du plan de protection de climat à l’horizon 2050.

Scenario de référence (- 61 % d´émissions)

Le scenario de référence correspondant aux mesures actuellement engagées dans le cadre de la transition énergétique suppose :

  • 14 millions de voitures électriques
  • 4 millions de pompes à chaleur
  • un taux de rénovation énergétique des bâtiments de 1,1% par an
  • progrès au niveau des économies d´énergie
  • une part de 76% des énergies renouvelables dans la production de l´électricité

En 2050, la capacité totale installée de la production électrique sera 323 GW (201 GW en 2015) et la production nette 620 TWh (610 TWh en 2015).

Le parc conventionnel aura une place importante dans ce scenario de référence pour assurer la sécurité d´approvisionnement lors des phases de faible production des énergies renouvelables intermittentes. L´étude postule une capacité de 18 GW à base de charbon/lignite, 62 GW centrales à gaz et 9 GW capacité de stockage notamment STEP.

La capacité installée d´énergies renouvelables intermittentes est évaluée à  220 GW  (99 GW en 2017) dont 90 GW éolien terrestre, 35 GW  éolien offshore et 95 GW photovoltaïque.

Scenario « – 80 % »

Rien que l´objectif minimal de – 80% d´émissions nécessiterait d´ici 2050 entre-autres:

  • 26 millions de voitures électriques
  • 4000 km de lignes électriques sur l´autoroute pour le trafic de poids lourds
  • 14 millions de pompes à chaleur
  • un taux de rénovation énergétique des bâtiments de 1,7% par an
  • une part de 90% des énergies renouvelables dans la production de l´électricité

En 2050, la capacité totale installée de production électrique sera de 343 GW et la production nette de 626 TWh .

La capacité installée d´énergies renouvelables intermittentes est estimée à 249 GW dont 97 GW éolien terrestre, 47 GW  éolien offshore et 105 GW photovoltaïque.

La production d´électricité à base du charbon/lignite doit être remplacée par des centrales à gaz, si possible combinées avec la cogénération.

La volatilité croissante de la production d´électricité demande une flexibilité accrue du système électrique. Les réseaux de transport et de distribution doivent être renforcés entre 2030 et 2050, et la capacité de stockage infra-journalier augmentée.

L´étude postule d´ici 2050 une capacité de 61 GW centrales à gaz et de 16 GW de stockage notamment STEP et batteries d´accumulateurs. Les dernières centrales à charbon  seront mises à l’arrêt dans les années 2040.

Scenario « – 95 % »

L´objectif de – 95% d´émissions d´ici 2050 n´est plus une extrapolation du scenario – 80% d´émissions mais un changement de paradigme :

  • 33 millions de voitures électriques
  • 8000 km de lignes électriques sur l´autoroute pour le trafic de poids lourds
  • 14 millions de pompes à chaleur
  • un taux de rénovation énergétique des bâtiments de 1,9% par an
  • une part de 90% des énergies renouvelables à la production d´électricité
  • utilisation du captage et stockage du dioxyde de carbone dans l´industrie notamment lors de l´incinération des ordures, des raffineries, des aciéries et des cimenteries
  • réduction des émissions du cheptel
  • 340 TWh par an d´importations de carburant et combustible synthétique
  • une part de 100% des énergies renouvelables dans la production d´électricité (power-to-gas inclus)

En 2050, la capacité totale installée de production électrique sera de 413 GW et la production nette 715 TWh dont 48 TWh  nets générés par 119 TWh  bruts à l´aide de « power-to-gas (PtG) »

La capacité installée d´énergies renouvelables intermittentes est évaluée à 292 GW  dont 102 GW éolien terrestre, 60 GW  éolien offshore et 130 GW photovoltaïque.

La production d´électricité à base de lignite sera arrêtée fin des années 2020 et celle à base de charbon début des années 2040.

Le scenario  » – 95%  » rendrait nécessaire des réorientations politiques dans les prochaines années. La trajectoire de développement des énergies renouvelables et de la modernisation du réseau devrait être adaptée et la construction de nouvelles centrales à gaz engagée avant 2030.

Hypothèses pour la garantie de la sécurité d´approvisionnement d´électricité

 La maitrise de l´approvisionnement d´électricité lors des situations de pointe est un aspect central dans les différents scenarios.

L’équilibre offre-demande été évalué à l´aide de 5 éléments :

  • l´Allemagne doit être en mesure d´assurer à tout moment l´approvisionnement en situation de pointe sans recours aux importations d´électricité.
  • Pour le calcul des capacité disponibles en situation de pointe, les disponibilités suivantes ont été retenues : Centrales conventionnelles : 90% , STEP : 80%, centrales hydroélectriques : 25% , éolien : 2 % , photovoltaïque : 0% , stockage par batterie : 25%
  • Demand Side Management (DSM) c´est-à-dire le potentiel de l´industrie à adapter temporairement sa consommation électrique pour garder le réseau à l’équilibre est évalué à 35 %.
  • dans tous les scenarios un coefficient de sécurité de 10% par rapport à la pointe de consommation a été adopté

Les hypothèses adoptées concernant la pointe de consommation et la capacité disponible lors des situations de pointe sont résumées dans le tableau (situation en 2050).

Tabelle
Capacité disponible et demande d´électricité lors de la pointe de consommation (exemple 2050)

Dans tous les scenarios, les énergies renouvelables intermittentes ne contribuent qu´avec 3 GW en situation de pointe. Il en résulte que malgré une capacité installée d´éolien et photovoltaïque de 220 à 292 GW, il faut toujours une capacité importante de moyens pilotables en backup.

Références

/1/ CIDAL – Centre d’Information sur l’Allemagne  : « Réduction des émissions de CO2 : la stratégie allemande » , http://www.allemagne.diplo.de/Vertretung/frankreich-dz/fr/__pr/nq/2017-11/2017-11-15-reduction-emissions-efficacite-energetique-pm.html

/2/ BDI, Communiqué de presse du 18.1.2018, Klima 2050,https://bdi.eu/media/presse/presse/downloads/20180118_Pressemitteilung_Klimapfade_final_nach_Freigabe_P.pdf

/3/ BDI Studie « Klimapfade für Deutschland »   Boston Consulting Group und Prognos, Janvier 2018, https://bdi.eu/artikel2/news/kernergebnisse-der-studie-klimapfade-fuer-deutschland/

/4/ Commission Européenne, Action pour le climat, Fuite de carbone, https://ec.europa.eu/clima/policies/ets/allowances/leakage_fr

 

[1] selon /4/ « ..On appelle «fuite de carbone» une situation dans laquelle une entreprise, pour échapper aux coûts liés aux politiques climatiques, déplace sa production dans un autre pays appliquant des règles moins strictes en matière de limitation des émissions, risquant ainsi d’augmenter ses émissions totales… »

[2] transformation de l´électricité produite par des énergies renouvelables en hydrogène ou en méthane de synthèse ou bien en biocarburant

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

La capacité de production en pointe du parc allemand pourrait ne plus garantir la sécurité d’approvisionnement à partir de 2020 lors d’un hiver rigoureux (mise à jour du 24 avril 2018)

Dans leur dernier bilan prévisionnel de l´équilibre offre – demande d´électricité, publié en janvier 2018, les gestionnaires des réseaux de transport allemands mettent en garde contre de potentielles pénuries dans l’offre d’électricité. D´ici deux ans l´Allemagne pourrait ne plus être en mesure d’assurer la sécurité de l´approvisionnement en électricité sans apport des pays frontaliers, une circonstance n’étant pas sans incidence sur la situation électrique du couple franco – allemand.

Malgré le développement massif des énergies renouvelables atteignant une part de 33,1% à  la production d´électricité fin 2017 /1/,  l´Allemagne a fait jusqu´à maintenant partie du groupe de tête en matière de sécurité d´approvisionnement. Mais suivant le dernier pronostic des gestionnaires de réseaux de transport allemands (GRT) /2/,  l´Allemagne ne serait plus en mesure d´assurer la sécurité de l´approvisionnement d´ici 2 ans  par ses propres moyens lors des vagues de froid sévère.

Comme RTE, les GRT allemands publient  annuellement un bilan prévisionnel de l’équilibre offre – demande d’électricité. Pour la journée de référence, le 15 janvier 2020 à 19h, ils attendent un déficit de – 0,5 GW par rapport à la puissance appelée en pointe de 82,6 GW lors des vagues de froid. Le déficit serait encore plus important si l´on ne tenait pas compte des centrales conventionnelles en réserve qui pourraient être opérationnelles en quelques jours en cas de besoin.

Érosion des moyens de production conventionnels

La fédération des entreprises de l’énergie BDEW attire depuis un certain temps l´attention sur l´érosion du parc thermique d´ici 2022/2023.

Selon le dernier communiqué de presse de la fédération /3/, l´Allemagne dispose en avril  2018 d´une capacité d´environ 90 GW de centrales conventionnelles. Une capacité d´environ 4 GW a été arrêtée courant 2017.

Malgré la mise en service prévue d´une capacité de 4,4 GW, la capacité totale des centrales conventionnelles pourrait diminuer à 75,3 GW d´ici 2023 (vor figure 1) : ceci en raison de l´arrêt prévu ou annoncé par les exploitants d´environ 19 GW dont les 9,5 GW du nucléaire restant, conformément à la loi atomique.

L´approvisionnement en situation de pointe (environ 82 GW début des années 2020 selon l´agence fédérale de réseaux) sera encore assuré mais pratiquement sans aucune marge en cas de faible production d´éolien et de photovoltaïque. En effet un certain nombre de centrales thermiques à flamme (~ 6,8 GW) est considéré d´importance systémique,  c´est-à-dire la demande d´arrêt des exploitants pour cause de rentabilité insuffisante ne sera pas accordée.

Selon BDEW,  le gouvernement n´offre pas actuellement de sécurité aux investisseurs pour encourager le remplacement des centrales à charbon par des centrales moins émettrices. Cela pourrait avoir un impact négatif sur le bilan des émissions CO2 à l´horizon 2030.bdew kraftwerkspark 4 2018_1

Figure 1 : Centrales conventionnelles – développement actuellement connu du parc

RWE montre dans sa publication de novembre 2017 /4/ que les marges – soit l’écart entre la puissance maximale disponible et la pointe de la demande – devraient s’ effondrer à partir de 2019 et devenir même négatives après 2021 (voir figure 2) si des corrections ne sont pas  apportées aux trajectoires annoncées.

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Figure 2 : Réduction de la marge de sécurité suite à l’ érosion du parc thermique pilotable Source: RWE , Company presentation, Novembre 2017

L´équilibre offre – demande d´électricité ne serait pas en péril

Mais l´agence fédérale allemande de réseau (Bundesnetzagentur) se veut rassurante /5/. Le bilan prévisionnel des GRT est une démarche théorique et suppose la simultanéité d’événements hautement improbables le 15 janvier 2020. Seulement dans l´hypothèse d´une vague de froid sévère combinée avec une production extrêmement faible d’énergies renouvelables (les GRT accordent une disponibilité de 0% au photovoltaïque et de 1% à l´éolien pour la gestion des périodes de pointe) et une offre de production réduite des centrales thermiques, le déficit de – 0,5 GW serait atteint. Le système électrique ne serait pas en péril car étant fortement interconnecté avec les pays voisins, l´Allemagne peut toujours disposer d’importations en cas de vague de froid.

Le ministère fédéral de l´économie et de l´énergie (BMWi) donne dans un communiqué de presse du 31.1.2018 /7/ l´assurance que « …la demande d’électricité sera pour la période 2018/2019 et 2023/2024 assurée à tout moment, à presque 100%… ». BMWi s´appuie sur le denier rapport /8/ du Forum Pentalatéral de l’Energie (Allemagne, Autriche, Belgique, France, Luxembourg, Pays-Bas et Suisse). Le PLEF (Pentalateral Energy Forum) a été créé en 2005 afin de promouvoir la collaboration au niveau de l’échange transfrontalier d’électricité. Selon le BMWi ce rapport soulignerait à nouveau l´importance des interconnexions européennes pour la sécurité de l’approvisionnement.

L´étude du PLEF à propos de la sécurité d´approvisionnement  suit celle de 2015, elle consolide et complémente les études d’adéquation effectuées par les gestionnaires nationaux de réseaux de transmission.  Elle confirme une situation tendue à court terme (2018-2019) en Belgique et en France. A plus long terme (2023-2024) la situation ne se dégrade pas davantage dans ces deux pays, mais ce sont d’autres pays de la zone – surtout l’Allemagne et les Pays-Bas – qui connaissent un léger recul en matière d’adéquation.

Bien que les affirmations de l´agence fédérale de réseau et du ministère fédéral de l´économie et de l´énergie soient compréhensibles, les hypothèses des GRT sont loin d’être irréalistes.  L´association VGB PowerTech a publié en juin 2017 une étude sur la performance des éoliennes en Allemagne /6/. Le résultat des études sur la fréquence des épisodes de production éolienne quasi nulle montre entre 2010 et 2016 environ 160 épisodes de 5 jours avec une production inférieure à 5 GW et pour chaque année un épisode de 10 à 14 jours de vents faibles.

Néanmoins l´érosion des marges par rapport à la pointe de consommation conduira à l´accroissement de la dépendance de l´Allemagne à l’égard de ses voisins. Considérant la similitude des conditions de vent et d’ensoleillement en Europe occidentale et la tendance des gouvernements à réduire les capacités des moyens de production pilotables, les possibilités de secours en situation de pointe extrême seront toujours plus fragiles.

Les incertitudes sur le parc thermique en Allemagne auront certainement des répercussions sur la situation électrique du couple franco – allemand.

Références

/1/ Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (2017): « Energieverbrauch steigt 2017 leicht an », http://www.ag-energiebilanzen.de/

/2/ Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2016-2020, https://www.netztransparenz.de/portals/1/Content/Ver%c3%b6ffentlichungen/Bericht_zur_Leistungsbilanz_2017.pdf

/3/ BDEW : communiqué de presse du 23.4.2018  » Weckruf an die Politik: Jetzt handeln, sonst ist Klimaziel 2030 im Energiesektor gefährdet « , https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/weckruf-die-politik-jetzt-handeln-sonst-ist-klimaziel-2030-im-energiesektor-gefaehrdet/

/4/ RWE Company Presentation, Novembre 2017 http://www.rwe.com/web/cms/mediablob/de/3707752/data/105818/9/rwe/investor-relations/RWE-company-presentation-2017-11-20-.pdf

/5/ Journal suprarégional Die Welt  « Wenn der Strom nicht mehr ausreicht », Edition 23.1.2018, page 9

/6/ VGB PowerTech, « VGB-Studie: Windenergie in Deutschland und Europa », 27.6.2017 https://www.vgb.org/studie_windenergie_deutschland_europa_teil1.html

/7/ BMWi (Ministère fédéral de l´économie et de l´énergie) : Communiqué de presse du 31.1.2018  » Rapport des gestionnaires de réseaux de transport : la sécurité d’approvisionnement en Allemagne reste très élevée », http://www.bmwi.de/Redaktion/FR/Pressemitteilungen/2018/20180131-bericht-der-uebertragungsnetzbetreiber-bestaetigt.html

/8/ Pentalateral Energy Forum, Support Group 2,  Generation Adequacy Assessment, Janvier 2018, http://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/P-R/plef-sg2-generation-adequacy-assessment-2018.pdf?__blob=publicationFile&v=4

Le paysage énergétique allemand en 2017 (mise à jour du 27 mars 2018)

Selon les publications citées en référence, l’évolution énergétique en Allemagne sur 2017 se caractérise comme suit.

La consommation d’énergie primaire augmente de 0,9% et celle d´électricité de 0,5% par rapport à 2016. Les objectifs 2020 pour la réduction de la consommation ne seront très vraisemblablement plus atteints. 

La production d´électricité des filières renouvelables augmente de 15% et atteint une part de 33,3% (2016: 29,2%) à la production brute et de 36,4% (2016: 31,8%) à la consommation nationale d´électricité. Les énergies renouvelables intermittentes d´éolien et de solaire atteignent une part de 22,3% (2016: 18,2%) à la production brute d´électricité.

Le solde des échanges allemands reste très exportateur et atteint un nouveau record avec 55 TWh. 

Les émissions totales de gaz à effet de serre sont en léger recul par rapport à 2016 notamment grâce à la baisse d´environ 4% des émissions du secteur de l´électricité. 


La consommation d’énergie primaire augmente légèrement

La consommation d’énergie primaire atteint les 323,6 Mtep, en augmentation légère (+0,9%) par rapport à 2016 (320,7 Mtep).  L´augmentation est notamment due à la tendance positive de la conjoncture /1/, /2/.

Les énergies fossiles (fioul, gaz, charbon et lignite,) couvrent plus de 80 % de la consommation du pays, l’énergie nucléaire représente 6,1 % et les énergies renouvelables 13,1 %.

L´objectif de la transition énergétique d´une baisse de la consommation d´énergie primaire (- 20% par rapport à 2008) ne sera très vraisemblablement plus atteint.

Energie Primaire 2017
Consommation d’énergie primaire en Allemagne en 2017 en % (les données entre parenthèses correspondent à la consommation 2016)

2017 : à nouveau un cru électrique historique et forte croissance des énergies renouvelables

La production brute d’électricité allemande atteint, avec 654,8 TWh (2016: 650,6 TWh), un nouveau sommet historique /2/.

Les filières renouvelables progressent de 15% à 218,3 TWh (2016 : 189,8 TWh) pour représenter 33,3 % (2016 : 29,2 %) de la production brute et 36,4 % (2016 : 31,8%) de la consommation brute de l´électricité. L´objectif 2020 d´une part de 35% à la consommation est déjà atteint et l´objectif de 40 à 45% d´ici 2025 accessible.

Les raisons principales de l´augmentation de la production des énergies renouvelables sont des conditions météorologiques plus favorables qu´en 2016 pour l´éolien et le raccordement au réseau de 9 GW de nouvelles capacités dont 6,2 GW d´éolien et 2 GW de photovoltaïque. Les énergies renouvelables intermittentes (éolien et solaire) atteignent une part de 22,3% (2016: 18,2%) à la production brute d´électricité.  Éolien et solaire prennent avec une production brute de 146,5 TWh la deuxième place derrière la production au lignite (147,5 TWh).

Selon /3/ la capacité installée des énergies renouvelables atteint 113 GW (2016 : 104 GW) dont 98,7 GW d´énergies renouvelables intermittentes d´éolien et de solaire (2016 : 90,3 GW).

L’électricité allemande reste toutefois très dépendante des combustibles fossiles (lignite, charbon, gaz et fioul) qui produisent plus de la moitié de l´électricité bien que la production à base de charbon et lignite baisse pour la quatrième année consécutive à 36,6 % (2016 : 40,2%).

La part du nucléaire a diminué à 11,7% (2016 : 13 %) notamment à cause des nombreux arrêts de tranche début 2017 pour renouvellement partiel de combustible après abolition de la taxe sur le combustible fin 2016.  La Cour Constitutionnelle allemande a reconnu en juin 2017 que la taxation du combustible nucléaire était illégale.production electricite 2017a

Production brute d’électricité en Allemagne 2017 en % (les données entre parenthèses sont celles de 2016)

Le solde des échanges allemands atteint un nouveau record

En 2017, le solde exportateur [1] atteint avec 55 TWh un nouveau record (2016 : 53,7 TWh). La raison est l´accroissement des exportations vers la Suisse (17,7 TWh), suivies de l´Autriche (15,4 TWh)  et des Pays-Bas (13,8 TWh). Les importations venaient principalement de la France (7 TWh) suivie du Danemark (5,6 TWh) et de la République Tchèque (5,6 TWh). Au total l´Allemagne a exporté 83,3 TWh et importé 28,4 TWh.

La consommation d´électricité augmente légèrement

La consommation nationale brute d´électricité a légèrement augmenté de 0,5 % : 599,8 TWh contre 596,9 TWh en 2016. Selon l’objectif de la transition énergétique les allemands devraient réduire leur consommation d’électricité de 10 % d’ici 2020 par rapport à 2008. Avec seulement – 3,1 % réalisé fin 2017 l’objectif est bien loin.

Les émissions de gaz à effet de serre en léger recul

Selon les mesures phares de la transition énergétique, l’Allemagne prévoit de réduire ses émissions de gaz à effet de serre de 40 % d’ici 2020 par rapport à 1990. Il s´agit  d´un objectif national  fixé en 2007.

Alors que l’Allemagne a atteint et dépassé son objectif européen (Paquet Energie-Climat 2020) en termes de réduction des émissions (- 20% par rapport à 1990),  elle est toutefois en 2017 très loin de son objectif national avec – 27,7 % par rapport à 1990 malgré un léger recul (- 4,7 Mt CO2éq).

Partant de la constatation  qu’il n´est plus possible d’atteindre d´ici 2020 l´objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40%, il est prévu de combler l´écart au mieux. Le problème est notamment que les émissions des secteurs du bâtiment (chaleur/refroidissement) et du transport ne baissent pas suffisamment. Avec 170,6 Mt CO2éq en 2017 les émissions du secteur du transport s´avèrent supérieures à celles de 1990 (164 Mt CO2éq) /8/, /10/.

Selon les données provisoires de l´agence fédérale de l´environnement (UBA) /10 /, les émissions totales de gaz à effet de serre sont avec 905 Mt CO2éq en 2017 en léger recul par rapport à 2016 (909 Mt CO2éq) et celles du secteur de l´électricité sont en baisse d´environ 4% : 293 Mt CO2éq (2016 : 306 Mt CO2éq). Les émissions du secteur de l´électricité sont responsables d´environ un tiers des émissions totales du pays.

Le contenu CO2 moyen de l’électricité s´élève en 2017 à environ 490 g CO2/kWh, à titre de comparaison environ 53 g CO2/kWh en France selon RTE /9/.

Néanmoins, le contenu CO2 moyen du kWh en Allemagne a baissé de 15% par rapport à 2016 selon /1/ suite à l´augmentation (+ 15%) de la production à base d´énergies renouvelables, une meilleure utilisation (+ 6%) des centrales à gaz et un léger recul ( – 8%) de la production à base de charbon/lignite.

emission 2017
Évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an (données1990 à 2016 selon /8/, les données 2017 sont provisoires /10/)

La décarbonisation du secteur de l´électricité se poursuit lentement mais continuellement. Selon la fédération des entreprises de l’énergie BDEW /7/,  la capacité disponible des centrales conventionnelles a baissé d´environ 4 GW en 2017 à  ∼ 90 GW (2016 : ∼ 94 GW), dont environ 3 GW de centrales à charbon/lignite retirés du réseau en 2017 /4/.

Les marges – soit l’écart entre la puissance maximale disponible et la pointe de la demande – devraient encore se réduire d´ici 2022/23 (voir aussi : La capacité de production en pointe )

Le BDEW attire aussi l´attention sur le fait que la capacité de production pilotable est de plus en plus réduite en Europe occidentale et que l´Allemagne pourrait ne plus pouvoir compter à terme sur des importations des pays voisins en cas de besoin /6/.


Références

/1/        Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (2018): « Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2017 », http://www.ag-energiebilanzen.de/

/2/        Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (2.2.2018): « Stromerzeugung nach Energieträgern 1990 – 2017 »,  http://www.ag-energiebilanzen.de/

/3/        Agora Energiewende (2018): « Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2017. Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2018 « , https://www.agora-energiewende.de

/4/        BDEW Presseinformation « Starkes Wachstum der Erneuerbaren Energien – Stein- und Braunkohle mit deutlichem Rückgang » 20.12.2017, https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/

/5/        BDEW Presseinformation « Erneuerbaren-Anteil liegt 2017 bei über 36 Prozent » , 20.12.2017, https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/

/6/        BDEW Presseinformation  « Klimaziel 2020: Energiewirtschaft kann CO2-Reduktion um 40 Prozent erreichen –  übrige Sektoren im Rückstand » , 28.11.2017, https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/

/7/        BDEW « Konventionelle Kraftwerke – Derzeit bekannte Entwicklung », 20.12.2017″,  https://www.bdew.de/media/documents/20171220_PI_Anlage_konventionelle-Kraftwerke.pdf

/8/        Umweltbundesamt  (UBA) , Pressemitteilung Nr.04 vom 23.01.2018        « Klimagasemissionen stiegen im Jahr 2016 erneut an » , https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/479/dokumente/pm-2018-04_thg_2016.pdf

/9/        RTE : Bilan électrique français 2017,  bilan-electrique-2017.rte-france.com

/10/      BMU – Pressemitteilung Nr. 065/18 vom 27.3.2018 : « Klimabilanz 2017:       Emissionen gehen leicht zurück »,  https://www.bmu.de/pressemitteilung/klimabilanz-2017-emissionen-gehen-leicht-zurueck/


[1] le solde des échanges physiques est calculé par différence entre l’énergie exportée et l’énergie importée aux frontières entre le réseau allemand et les pays frontaliers

Arrêt définitif de la tranche B de la centrale nucléaire de Gundremmingen après 33 ans

KGG Standort1

Trois centrales nucléaires ont été construites sur le site de Gundremmingen situé à 120 km au nord-ouest de Munich en Bavière.

La tranche A (à gauche sur la photo), un réacteur à eau bouillante de 250 MWe a été arrêtée en 1977. Le démantèlement est bien avancé.

La tranche B, un réacteur à eau bouillante de 1344 MWe, a été mise en service en 1984. Jusqu´à son arrêt définitif le 31.12.2017, conformément à la loi atomique en vigueur, il a produit environ 330 TWh avec un facteur de charge moyen de 90% /1/ Cela correspond à la moitié de la consommation annuelle d´électricité en Allemagne

La tranche C de construction identique restera en service jusqu´à fin 2021 selon la loi atomique. C´est le dernier réacteur à eau bouillante encore en service en Allemagne.

Environ 560 personnes travaillent sur le site de Gundremmingen. L´effectif restera à peu près constant jusqu´à l’arrêt de la tranche C

La ministre fédérale  intérimaire de l´environnement, Mme Barbara Hendricks, se  réjouissait  dans son communiqué de presse du 29.12.2017 /2/ de l´arrêt définitif de la centrale nucléaire. La sortie du nucléaire – « une technologie constituant une fausse piste » selon elle – se poursuit.  La sécurité d´approvisionnement en électricité serait assurée. L´arrêt de la tranche B à Grundremmingen ne changerait rien à ce fait.

Selon l´association économique de Bavière « vbw » /3/ la sécurité d´approvisionnement serait actuellement assurée mais la construction et mise en service des centrales à gaz supplémentaires serait nécessaire à l´horizon de 2021/2022.

Dans le même contexte, l´agence fédérale de réseaux a confirmé en mai 2017 /4/ le besoin d´une capacité conventionnelle supplémentaire de 1,2 GW en Allemagne du Sud pour stabiliser le réseau.

Après cette fermeture de la tranche B, il ne restera plus que 7 réacteurs en activité en Allemagne.


Références

/1/ Communiqué de presse de KGG (Kernkraft Gundremmingen GmbH) du 31.12.2017,
« Block B: Zuverlässige Stromerzeugung nach 33 Jahren beendet », http://www.kkw-gundremmingen.de/presse.php?id=610

/2/ Communiqué de presse du BMUB (ministère fédéral de l´environnement) du 29.12.2017 « Hendricks: Wichtiger Schritt beim Atomausstieg » https://www.bmub.bund.de/pressemitteilung/hendricks-wichtiger-schritt-beim-atomausstieg/

/3/ Sixième rapport monitoring du tournant énergétique de vbw de décembre 2017, https://www.vbw-bayern.de/vbw/Aktionsfelder/Standort/Energie/6.-Monitoring-der-Energiewende-5.jsp

/4/ Communiqué de presse de l´agence fédérale de réseau du 31. Mai 2017 « Bundesnetzagentur veröffentlicht Bedarf an Anlagen nach § 13k EnWG », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2017/31052017_Netzreserve.html?nn=265778