Sortie du nucléaire : accord sur le mécanisme d´indemnisation des énergéticiens allemands

Texte mis à jour : 25.03.2021

Temps de lecture : 5 minutes

Le gouvernement allemand a conclu un accord avec les quatre exploitants nucléaires (EnBW, E.ON/PreussenElektra, RWE et Vattenfall) sur le mécanisme d´indemnisation suite à la sortie accélérée du nucléaire et sur tous les litiges juridiques connexes /1/. L´État accordera une indemnisation totale d´environ 2428 millions d´Euros aux quatre énergéticiens allemands. Le règlement final fera l´objet d´une modification de la Loi Atomique et sera soumis à l´approbation de la Commission européenne en vertu de la réglementation des aides d´État.

L´accord n´a pas de conséquences sur la sortie du nucléaire. Les dernières centrales nucléaires allemandes seront arrêtées au plus tard fin 2022.

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Centrale nucléaire de Mülheim Kärlich (1302 MW), la centrale fût arrêtée en 1988 après seulement 13 mois de fonctionnement suite à des irrégularités formelles lors de la construction (source RWE)

La Cour constitutionnelle de Karlsruhe a publié en novembre 2020 un jugement précisant que le 16ème amendement à la Loi Atomique allemande de juillet 2018 était inapplicable et « entaché d´irrégularités formelles ». Par voie de conséquence, le gouvernement allemand devait notamment revoir le dispositif d´indemnisation prévu pour la sortie accélérée du nucléaire, donnant raison au groupe suédois Vattenfall qui jugeait insuffisant le mécanisme de compensation et avait porté l´affaire en justice /2/, /3/.

Le Ministère fédéral de l´Économie et de l´Énergie a publié le 5 mars 2021 un communiqué de presse /1/ annonçant un accord conclu avec les quatre exploitants nucléaires (EnBW, E.ON/PreussenElektra, RWE et Vattenfall) sur des points clés concernant le paiement d´une indemnisation pour la sortie accélérée du nucléaire et tous les litiges juridiques connexes.

Le règlement final fera l´objet du 18ème amendement à la Loi Atomique allemande /5/. Le projet de Loi a été approuvé par le Conseil des Ministres fin mars 2021 /6/.  

L´accord prévoit en détail les points suivants :

Indemnisation pour les quotas d´électricité non consommés

L´amendement de la Loi Atomique de 2011 sur la sortie accélérée du nucléaire a rendu impossible la production des quotas d´électricité accordés dans le cadre de la Loi Atomique de 2002, notamment ceux accordés aux centrales nucléaires de Vattenfall/E.ON (Krümmel et Brunsbüttel) et de RWE (Mülheim-Kärlich) /4/.

Les centrales nucléaires déclassées de Krümmel et Brunsbüttel sont la propriété conjointe d´E.ON/PreussenElektra et de Vattenfall. Le quota d´électricité disponible dans ces centrales nucléaires en 2011 sera divisé entre E.ON/Preussenelektra et Vattenfall au prorata de leurs parts.

De plus, E.ON/PreussenElektra achète à Vattenfall 13 TWh du quota d´électricité restant de la centrale nucléaire de Krümmel pour environ 181 millions d´Euros qui seront consommés dans leurs centrales.

L´État paye une indemnisation d´environ 1425 millions d´Euros à Vattenfall pour les quotas non consommés des centrales nucléaire de Brunsbüttel (7,3 TWh) et Krümmel (28 TWh).

RWE reçoit une indemnisation de l´État pour le quota de 25,9 TWh non consommés de la centrale nucléaire de Mülheim-Kärlich, soit un montant total d´environ 860 millions d´Euros.

Au total, l´État accorde donc une indemnisation pour le quota d´électricité non produite de 2285 millions d´Euros.

EnBW a la possibilité d´acquérir jusqu´à 2 TWh par Vattenfall dans la mesure où EnBW déclare un besoin pour la centrale nucléaire de Neckarwestheim 2. Cette option permettrait de réduire d´environ 28 millions d´Euros les coûts pour l´État.

Compensation pour des investissements échoués 

Les exploitants nucléaires avaient réalisé des investissements en s´appuyant sur la prolongation d´exploitation de 12 ans en moyenne fixée par l´amendement de 2010 à la loi Atomique qui était entrée en vigueur quelques mois avant l´accident de Fukushima.

Pour ces investissements échoués suite à la décision de sortie accélérée du nucléaire après l´accident de Fukushima en 2011, l´État accorde une compensation de 142,5 millions d´Euros, dont 80 millions d´Euros pour EnBW, 42,5 millions d´Euros pour E.ON/ E.ON/PreussenElektra et 20 millions d´Euros pour RWE.   

Clôture des procédures judiciaires et renonciation au recours

Si l´accord est conclu, les énergéticiens s´engagent à retirer toutes les procédures judiciaires en cours et à renoncer à toute réclamation ou recours contre le régime d´indemnisation.

Cela inclut également la clôture de la procédure d´arbitrage international de Vattenfall contre la République fédérale d´Allemagne au Centre international pour le règlement des différends relatifs aux investissements à Washington (CIRDI). Cette procédure d´arbitrage est en cours depuis 2012. Vattenfall avait réclamé plus de 6 milliards d´Euros intérêts compris à l´État allemand /4/.

Chaque partie supporte ses propres dépens et les frais de justice sont divisés en parts égales.

Actions ultérieures

L´accord sera réglementé en détail dans un contrat /7/ avec les énergéticiens.

Le contrat et le projet du 18ème amendement à la Loi Atomique allemande seront soumis à l´approbation du parlement. La Commission européenne doit également donner son accord au nom des règles européennes de la concurrence sur les aides d´État.

L´entrée en vigueur de la Loi Atomique ainsi modifiée et de l´accord négocié avec les énergéticiens est prévu pour le 31 octobre 2021.

Références

/1/ BMWi (2021) Bundesregierung und Energieversorger verständigen sich auf finanziellen Ausgleich und Beilegung aller Rechtsstreitigkeiten zum Atomausstieg, communiqué de presse commun avec le ministère d´environnement et le ministère de finance du 5.3.2021, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2021/03/20210305-bundesregierung-und-energieversorger-verstaendigen-sich-auf-finanziellen-ausgleich-und-beilegung-aller-rechtsstreitigkeiten-zum-atomausstieg.html

/2/ Allemagne-Energies (2020) Sortie du nucléaire : la Cour Constitutionnelle allemande demande au gouvernement de modifier la loi Atomique dans les plus brefs délais afin d’éliminer les entorses aux droits fondamentaux, en ligne : https://allemagne-energies.com/2020/11/16/sortie-du-nucleaire-la-cour-constitutionnelle-allemande-demande-au-gouvernement-de-modifier-la-loi-atomique-dans-les-plus-brefs-delais-afin-deliminer-les-entorses-aux-droits-fondamentaux/

/3/ SFEN (2020) Energiewende, des compensations jugées défectueuses, En Direct 17.11.2000, en ligne : https://www.sfen.org/rgn/energiewende-compensations-jugees-defectueuses

/4/ Allemagne-Energies (2021) Historique de la sortie du nucléaire, en ligne : https://allemagne-energies.com/sortie-du-nucleaire/

/5/ Bundesregierung (2021) Referentenentwurf für ein Achtzehntes Gesetz zur Änderung des Atomgesetzes (18. AtGÄndG), Projet du 18.03.2021, en ligne : https://www.bmu.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Glaeserne_Gesetze/19._Lp/18_atg_aend/Entwurf/18_atg_aend_refe_bf.pdf

/6/ BMU (2021) Bundeskabinett beschließt Atomgesetz-Novelle für einen finanziellen Ausgleich der Energieversorger und die Beilegung aller Rechtsstreitigkeiten zum Atomausstieg, communiqué de presse N° 051/21 du 24.03.2021, en ligne : https://www.bmu.de/pressemitteilung/bundeskabinett-beschliesst-atomgesetz-novelle-fuer-einen-finanziellen-ausgleich-der-energieversorger-u/

/7/ BMU (2021) Vertragsentwurf Öffentlich-rechtlicher Vertrag, en ligne https://www.bmu.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Nukleare_Sicherheit/vertragsentwurf_brd_evu_einigung_bf.pdf

Bilan 2020 de l´éolien en Allemagne

Texte mis à jour : 30.04.2021

Temps de lecture : 10 – 12 min

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Le bureau d´études Deutsche WindGuard a publié le bilan 2020 des parcs éoliens terrestres et en mer sur le territoire allemand /1/. Le texte ci-dessous résume les points les plus importants.

Fin 2020, le parc éolien allemand atteint une capacité de 62,7 GW raccordée au réseau, soit 54,9 GW d´éolien terrestre (29 608 éoliennes) et 7,8 GW d´éolien en mer (1501 éoliennes). Selon les chiffres de Deutsche WindGuard, les éoliennes ont produit environ 141 TWh brut dont 112 TWh pour l´éolien terrestre et 29 TWh pour l´éolien en mer. Cela correspond, selon Deutsche WindGuard, à une augmentation d´environ 11,6 % par rapport à 2019 et à une part d´environ 22% lissée sur l´année à la production totale brute en 2020.

La nouvelle loi sur les énergies renouvelables EEG 2021, entrée en vigueur début 2021, prévoit d´ici 2030 une puissance installée de 71 GW d´éolien terrestre, soit une augmentation de la capacité de près de 30 % au cours des dix prochaines années.

L´avenant à la loi sur le développement et la promotion de l´énergie éolienne en mer, entré en vigueur en décembre 2020, entérine le nouvel objectif à l´horizon de 2030, soit une capacité installée de 20 GW au lieu des 15 GW initialement prévus. De plus l´amendement énonce un objectif ambitieux de 40 GW d´ici 2040.

Parc éolien terrestre

Au 31 décembre 2020, 29 608 éoliennes terrestres étaient installées en Allemagne. La puissance installée totale s’élève à 54,9 GW.

Tab 1 Zubau 2020 Wind Land
Tableau 1 : Evolution du parc éolien terrestre allemand au 31 décembre 2020 selon /1/

Au cours de l’année 2020 une puissance de 1431 MW brut a été raccordée au réseau soit 420 éoliennes y compris le repowering de 102 installations (339 MW). En tenant compte du démantèlement  de 203 installations d´une puissance totale de 222 MW, le développement net en 2020 s´élève à 217 éoliennes représentant une augmentation de la puissance nette de 1208 MW par rapport à 2019.

Cela signifie une légère amélioration par rapport au déploiement extrêmement bas de l’année précédente (981 MW). A titre de comparaison, entre 2009 et 2018 l´augmentation annuelle moyenne de la puissance a été de 3,1 GW (voir figure 1).

Fig 1 Zubau 2020 Wind Land
Figure 1 : Evolution de la puissance raccordée des éoliennes terrestres sur le territoire allemand selon /1/

Caractéristiques d’une éolienne terrestre en 2020

Au cours des dernières années, la taille moyenne des éoliennes installées a constamment augmenté. Toutefois, la puissance moyenne d´une éolienne installée au cours de l’année 2020 reste avec 3,4 MW pratiquement inchangée par rapport à 2019, selon /1/. Ces éoliennes nouvellement installées ont en moyenne un diamètre de rotor de 122 m, une hauteur du moyeu de 135 m et une hauteur totale de 196 m. Avec 298 W/m² en moyenne, le gisement, c´est-à-dire le rapport entre la puissance nominale et la surface balayée par le rotor, est resté constant par rapport à 2019.

Characteristique 2020
Figure 2 : Caractéristiques moyennes d´une éolienne terrestre nouvellement installée en 2020 selon /1/

Répartition régionale des capacités de production éolienne

Le développement éolien en Allemagne est assez hétérogène en fonction des régions. La répartition régionale des capacités de production éolienne montre toujours une nette disparité nord-sud en 2020 (cf. figure 3). Les régions côtières représentent environ 41 % et les régions du centre environ 44% de la puissance totale raccordée en Allemagne. En revanche, les régions du sud de l´Allemagne ne disposent que d’environ 15 % de la puissance totale raccordée.

Regionale Verteilung
Figure 3 : Répartition régionale de la puissance raccordée cumulée des éoliennes terrestres en 2020 selon /1/

La nouvelle loi sur les énergies renouvelables (Erneuerbare-Energien Gesetz, EEG 2021), entrée en vigueur début janvier 2021, contient plusieurs mesures visent à encourager la mise en service de nouvelles capacités renouvelables dans la partie sud du pays. L´objectif est d´augmenter la puissance installée dans une région où réside une partie importante de l´industrie et donc de la consommation électrique, et ainsi soulager les réseaux nord – sud du pays.

Entre autres, l´introduction de quotas (Südbonus) est prévue dans les appels d´offres d’éolien terrestre /3/. De 2022 à 2023, 15 % du volume soumis lors des appels d´offres sont attribués en priorité à des projets situés au sud de l´Allemagne, 20 % à partir de 2024.

Production en 2020

Selon les chiffres de Deutsche WindGuard /1/, les éoliennes terrestres ont produit environ 112 TWh au cours de l´année 2020 (cf. figure 4). Cela correspond à une augmentation de plus de 10 % par rapport à 2019 et à une part de presque 20% à la production totale brute en 2020.

Le facteur de charge est estimé à plus de 22 % en 2020 sous l´hypothèse qu´une puissance moyenne de 54,5 GW était au réseau, donc pratiquement inchangé par rapport à 2019.

Selon l´estimation d´AG Energiebilanzen /2/, les éoliennes terrestres ont produit autour de 107 TWh en 2020.

Production Onshore 2020
Figure 4 Production mensuelle et cumulée des éoliennes terrestres en 2018 et 2019 selon /1/

Résultats des appels d´offres 2020 et prévisions

Sept appels d´offres ont été réalisés en 2020 /4/ . Le volume total appelé a été de 3860 MW et le volume finalement retenu de 2672 MW. Excepté l´appel d´offres de décembre 2020, les périodes de l´appel d´offres ont été sous-souscrites. Environ 30% du volume appelé sont donc restés sans attribution. Par rapport à l´année précédente, où seulement la moitié du volume appelé a pu être attribuée, cela représente toutefois une nette amélioration.

Le montant d´adjudication moyen pondéré en fonction du volume s´est élevé à 61,1 €/MWh donc proche du prix plafond fixé 62 €/MWh. Pour la première fois depuis début 2018, dans l´appel d´offres de décembre 2020 un montant moyen pondéré inférieur à 60 €/MWh a été atteint / 4/.

Selon la loi EEG 2021 des volumes annuels appelés entre 3,0 et 5,8 GW sont programmés entre 2021 et 2028 /3/. En 2021 des appels d´offres d´un volume appelé de 4,5 GW sont prévus. Le prix plafond sera réduit à 60 €/MWh. Le volume appelé de 2,9 GW initialement prévu en 2022 a été récemment augmenté à 4,0 GW /9/.

En outre, les éoliennes terrestres peuvent participer aux appels d´offres d’innovation dans lesquels un volume de 500 MW sera attribué en 2021 /3/. L´idée de ces appels d´offres est d´encourager des projets combinant plusieurs technologies d’énergie renouvelable capables d´apporter une amélioration à la stabilité du système électrique : par exemple combinaison d´une éolienne terrestre avec un système de stockage d´énergie /3/.

Objectif de l´éolien terrestre à l´horizon de 2030

La nouvelle loi sur les énergies renouvelables EEG 2021 prévoit d´ici 2030 une puissance installée de 71 GW d´éolien terrestre, soit une augmentation de la capacité de près de 30 % au cours des dix prochaines années (cf. figure 5).

Wind_an_Land_Ziele_2030
Figure 5 : Trajectoire de développement de la capacité installée jusqu’en 2030 de 71 GW pour l’éolien terrestre selon la loi EEG 2021

Les tarifs d’achat étant valables vingt ans, les premiers contrats d´éolien terrestre sont arrivés à échéance fin 2020. Selon une information du bureau d´études Fachagentur Wind  /7/ environ 15 GW (~ 12440 éoliennes) sortent du mécanisme de soutien entre 2020 et 2025 (cf. figure 6) et 9 à 10 GW entre 2026 et 2030 selon une estimation du gouvernement allemand /5/. Donc au total une capacité de presque 25 GW d´éolien terrestre sortira du mécanisme de soutien d´ici fin 2030.

Auslauf onshore EEG
Figure 6 : capacité et nombre d´éoliennes terrestres sortant du mécanisme de soutien d´ici fin 2025 selon /7/

Bien que la loi EEG 2021 ait défini un cadre pour la poursuite d´exploitation des éoliennes en fin de période de soutien de 20 ans /3/,  il est toutefois difficile de prévoir combien de temps la poursuite de l´exploitation sera rentable d´un point de vue économique et technique.

L´option du « repowering » est confrontée à de nombreuses difficultés administratives pour les installations les plus anciennes qui sortent du mécanisme de soutien.  

Selon une étude de l´Agence Fédérale de l´Environnement (Umweltbundesamt), environ 53 % des éoliennes existantes seraient éligibles pour un « repowering » /10/.  Mais certaines dispositions nouvelles, telles que la nouvelle clause du code de l´urbanisme allemand permettant aux Länder de fixer des distances minimales entre les éoliennes et les habitations, peuvent potentiellement entraver ce « repowering ».  Selon l´étude /10/, une distance minimale de 1000 m signifierait qu´environ 20 à 35 % des éoliennes existantes seraient encore éligible et une distance de 1200 m seulement un quart.  À des distances de 1500 à 2000 m le potentiel de « repowering » est réduit de 16 % à 1 % des installations existantes : exemple, la règle 10H en Bavière (distance des habitations égale à 10 fois de la hauteur totale de l´éolienne) exigerait 2000 m dans le cas d´une hauteur totale d´une éolienne de 200 m.

Quoi qu’il en soit, le déclassement des installations est à prendre en compte dans les prévisions de développement du parc éolien terrestre. Selon /8/ il faut partir du principe que cela représente un déclassement entre 16 GW en supposant une durée de vie de 25 ans et 25 GW sous l´hypothèse d´une durée de vie de 20 ans. Il faudrait donc au moins une augmentation annuelle moyenne de la capacité de 3,5 à 4 GW pour atteindre l´objectif de 2030.  

Parc éolien en mer

Au 31 décembre 2020, 7 770 MW de puissance éolienne en mer étaient en exploitation, soit 1501 éoliennes. Dans une comparaison européenne, l´Allemagne est à la deuxième place derrière le Royaume-Uni.

Tableau 2 Offshore_2020
Tableau 2 : Chiffres du parc éolien en mer au 31 décembre 2020 selon /1/

Au cours de l´année 2020, 32 éoliennes d’une capacité totale de 219 MW injectaient pour la première fois de l´électricité sur le réseau.  Il se rajoute 26 MW suite à l´augmentation de la capacité de 79 éoliennes existantes.

Aucun nouveau projet maritime n´est en cours de construction, donc aucune augmentation de la capacité n’est prévue en 2021. À partir de 2022, il est prévu de mettre en service les installations attribuées lors des appels d´offres de 2017/2018. Cela permettra d´augmenter progressivement la capacité jusqu´à 10,8 GW d´ici 2025.

L´avenant à la loi sur le développement et la promotion de l´énergie éolienne maritime, entré en vigueur en décembre 2020 / 6 /, entérine le nouvel objectif d´une capacité installée de 20 GW à l´horizon de 2030.

Les appels d´offres pour les projets d´éolien en mer visant à atteindre le nouvel objectif de 20 GW sont lancés à partir de 2021, la connexion au réseau est prévue à partir de 2026 (cf. figure 7).

Fig 6 Zubau 2030 offshore
Figure 7 : Evolution de la puissance des éoliennes en mer raccordées sur le territoire allemand et objectif 2030 selon /1/

Répartition des éoliennes en mer du Nord et Mer Baltique sur le territoire allemand

Le développement de l’éolien en mer se répartit sur deux zones en Allemagne : la Mer du Nord et la Mer Baltique. Les projets développés et réalisés en Mer du Nord sont bien plus nombreux que ceux développés et réalisés en Mer Baltique. Fin 2020 la Mer du Nord dispose d´une capacité installée de 6698 MW (1269 éoliennes) et la Mer Baltique de 1072 MW (232 éoliennes).

Dans le cadre des appels d’offres en 2017 et en 2018, sept projets éoliens ont été retenus en Mer du Nord avec un volume total d’environ 2384 MW et trois projets en Mer Baltique avec un volume total de 733 MW. La mise en service de ces projets est prévue entre 2022 et 2025.

Fig 7 Offshore repartition mer
Figure 8 : Répartition des éoliennes en Mer du Nord et Mer Baltique selon /1/

Caractéristiques des éoliennes en mer installées

Les caractéristiques d´une éolienne en mer mise en service en 2020 ont peu changé par rapport à 2019, soit une puissance nominale moyenne de 6,84 MW, un diamètre de rotor de 153 m et une hauteur du moyeu de 105 m. Le gisement s´élève en moyenne à 372 W/m². Les éoliennes sont situées à une profondeur moyenne de 34 m et se trouvent en moyenne à 89 km de la côte. Le tableau donne les caractéristiques des installations depuis 2018.

Tab 3 Characteristiques
Tableau 3 : Caractéristiques des éoliennes en mer en Allemagne 2018 à 2020 selon /1/

Les fondations dites à « monopieu » restent la technologie la plus utilisée en Allemagne. Les éoliennes qui seront mises en service jusqu´à 2025 utiliseront ce type de fondation.  Des installations pilotes avec de nouveaux types de fondations (la technique de pose « Mono-Bucket » ne nécessitant pas de creusement ou de dragage ou la technique des structures flottantes) n´ont pas encore été réalisées avec succès en Allemagne.

Production en 2020

Selon les chiffres de Deutsche WindGuard /1/, les éoliennes en mer ont produit 29,1 TWh au de l´année 2020.  Cela correspond à une augmentation de 13% par rapport à 2019. En particulier au cours des mois de janvier, février, octobre et novembre, la production a été sensiblement plus élevée que l´année précédente en raison d´une météo favorable (cf. figure 9).

Sous l´hypothèse d´une puissance moyenne de 7,65 GW au réseau, le facteur de charge est estimé à plus de 43 % en 2020.

Selon l´estimation d´AG Energiebilanzen /2/, les éoliennes en mer ont produit de l´ordre de 27,5 TWh au cours de l´année 2020, ce qui donnerait un facteur de charge d´environ 40%.

Fig 8 production Offshore_2020
Figure 9 Production mensuelle et cumulée des éoliennes en mer en 2019 et 2020 selon /1/

Objectifs de développement éolien en mer sur le territoire allemand à l´horizon de 2040

Comme déjà évoqué plus haut, l´avenant à la loi sur le développement et la promotion de l’énergie éolienne maritime, entré en vigueur en décembre 2020, entérine de nouveaux objectifs à l´horizon de 2030, soit une capacité installée de 20 GW au lieu des 15 GW initialement prévus.  De plus l´amendement énonce un objectif ambitieux de 40 GW d´ici 2040.

Fin 2020, les éoliennes en mer d´une capacité totale de 7,8 GW injectaient au réseau. Les projets d´éoliennes qui devraient être réalisés d´ici fin 2025 ont déjà reçu l´adjudication en 2017 et 2018. Au total un volume de 3,1 GW a été attribué. Au cours de l´année 2020, une décision finale d’investissement a été prise pour le parc éolien « Kaskasi », qui, y compris certaines installations pilotes, a une capacité de 342 MW. Pour les 2,8 GW restants, retenus lors des appels d’offres, aucune décision finale d’investissement n´a été prise. Quoi qu´il en soit, on peut supposer que cela portera la capacité cumulée progressivement à 10,8 GW d’ici 2025.

Pour le nouvel objectif de 20 GW installés d´ici 2030, un volume de 9,2 GW doit être soumis à des appels d´offres entre 2021 et 2025.

Pour atteindre l´objectif ambitieux de 40 GW d´ici 2040, il faut encore réaliser 20 GW supplémentaires à partir de 2030 (cf. figure 10).

Fig 9 objectif Offshore_2040
Figure 10 : État de développement de la capacité éolienne maritime avec des prévisions à l´horizon de 2025, 2030 et 2040 selon /1/

Références

/1/ Deutsche WindGuard (2021) Windenergie-Statistik: Jahr 2020, en ligne : https://www.windguard.de/jahr-2020.html

/2/ AGEB (2020) Stromerzeugung nach Energieträgern 1990 – 2020 (Stand Dezember 2020), en ligne : https://www.ag-energiebilanzen.de/

/3/ OFATE (2021) Mémo sur la loi allemande sur les énergies renouvelables 2021. 22 Janvier 2021. Office franco-allemand pour la transition énergétique. En ligne : https://energie-fr-de.eu/fr/systemes-marches/actualites/lecteur/memo-sur-la-loi-allemande-sur-les-energies-renouvelables-2021.html

/4/ Allemagne-Energies (2020) Résultats des appels d´offres pour les énergies renouvelables en 2020, en ligne : https://allemagne-energies.com/2020/12/22/resultats-des-appels-doffres-pour-les-energies-renouvelables-en-2020/

/5/ Deutscher Bundestag (2020) Rückbau und Entsorgung von Windrädern. Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der Fraktion der AfD. Bundestags-Drucksache 19/17209 vom 14.02.2020. Deutscher Bundestag. En ligne : http://dip21.bundestag.de/dip21/btd/19/172/1917209.pdf

/6/ BMWi (2020) Gesetz zur Änderung des Windenergie-auf-See-Gesetzes und anderer Vorschriften. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/gesetz-zur-aenderung-des-windenergie-auf-see-gesetzes-und-anderer-vorschriften.html

/7/ FA Wind (2021), Weiterbetrieb von Windenergieanlagen – Was gilt es zu beachten? Fachagentur Windenergie an Land. En ligne : https://www.fachagentur-windenergie.de/aktuelles/detail/weiterbetrieb-von-windenergieanlagen/

/8/ BMWi (2021), Stellungnahme zum achten Monitoring-Bericht der Bundesregierung für die Berichtsjahre 2018 und 2019, Expertenkommission zum Monitoring-Prozess „Energie der Zukunft“,  en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/S-T/stellungnahme-der-expertenkommission-zum-achten-monitoring-bericht.html

/9/ BMWi (2021), BMWi bringt Zukunftsthemen auf den Weg, Communiqué de presse du 27.04.2021, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2021/04/20210427-bmwi-bringt-zukunftsthemen-auf-den-weg.html

/10/ UBA /2019/, Auswirkungen von Mindestabständen zwischen Windenergieanlagen und Siedlungen Auswertung im Rahmen der UBA-Studie „Flächenanalyse Windenergie an Land“, Umweltbundesamt, 3/2019, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/1410/publikationen/2019-03-20_pp_mindestabstaende-windenergieanlagen.pdf

Allemagne – l´essentiel des résultats énergétiques 2020 sous l´influence de la crise sanitaire

Texte mis à jour le 08.07.2021

Temps de lecture 20 min (résumé 3 min)

La crise sanitaire liée au Coronavirus a fortement influencé les résultats énergétiques de l´Allemagne en 2020. Toutefois, la réduction drastique de la consommation énergétique et des émissions de gaz à effet de serre n’a été possible que par une restriction tout aussi drastique de la vie socio-économique. Le PIB a baissé de 5% en 2020 selon le ministère fédéral de l´économie et de l´énergie /23/. Compte tenu de la poursuite de la crise sanitaire, il est peu probable que l’année 2021 connaisse une reprise complète. La consommation d’énergie et d’électricité pourrait augmenter en 2021 par rapport à 2020, mais rester inférieure au niveau de 2019.

Selon les données statistiques provisoires, les résultats énergétiques 2020 se résument comme suit :

  • La consommation énergie primaire baisse à un niveau historique, soit de 8% par rapport à 2019. L´objectif du tournant énergétique d´une réduction de 20 % de la consommation d’énergie primaire par rapport à 2008 a néanmoins été manqué
  • La consommation intérieure brute d´électricité recule de 4% à ~ 545 TWh (2019 : ~568 TWh) ce qui permet à l´Allemagne d´atteindre son objectif de 2020, soit une réduction de 10% par rapport à 2008
  • La production brute d´électricité s´élève à ~ 566 TWh, une baisse de 6 % par rapport à 2019 (~ 603 TWh)
  • La part des filières renouvelables passe à presque 44,5 % (~ 252 TWh) de la production brute (2019 : 242 TWh) et à plus de 46 % de la consommation intérieure brute. Leur capacité totale installée atteint les 131 GW.
  • En revanche, les résultats excellents des énergies renouvelables lissés sur l´année ne sont pas synonyme d´un approvisionnement fiable. C’est ce que montre une évaluation détaillée des quelques situations de production d’électricité au cours de l´année 2020.
  • La part des énergies fossiles dans la production brute s´élève à ~ 44 % (~ 250 TWh) contre plus de 47% en 2019 (~ 286 TWh), la part de la production à partir de la houille et du lignite s´élève à environ 24% (~ 135 TWh) contre plus de 28% en 2019 (~ 172 TWh)
  • a production du nucléaire (~ 64 TWh) a baissé de plus de 14 % par rapport à 2019 suite à l´arrêt définitif de la centrale nucléaire de Philippsburg 2 le 31 décembre 2019.
  • Le solde exportateur est avec ∼ 20 TWh en recul par rapport à 2019 (∼ 33 TWh)
  • les émissions de gaz à effet de serre ont baissé à un niveau historique d´environ 739 Mt CO2éq et permettent à l´Allemagne d´atteindre son objectif de 2020 (- 40% par rapport à 1990)

Plusieurs projets-phares du tournant énergétique allemand seront mis en œuvre en 2021 :

  • Instauration d´une taxe carbone (droits d´émission sous forme de certificats à prix fixe) sur les émissions des produits combustibles non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émissions
  • Mise hors service des premières centrales à houille et lignite conformément à la loi de sortie du charbon
  • Entrée en vigueur de la nouvelle loi EEG 2021 qui remplace la loi actuelle de 2017 par une version fondamentalement modifiée fixant des objectifs ambitieux de développement des énergies renouvelables à l´horizon de 2030 (une part de 65% à la consommation brute d´électricité)
  • Début d´un contrôle rigoureux des émissions de gaz à effet de serre de chaque secteur économique afin d´atteindre en toute sécurité l’objectif de réduction de 55 % d’ici 2030 par rapport à 1990 selon la loi fédérale de protection du climat 2030 (Bundes – Klimaschutzgesetz), entrée en vigueur en décembre 2019
  • Fin décembre 2021 : arrêt de trois (~ 4 GW) des six centrales nucléaires encore en service conformément à la loi de sortie du nucléaire de 2011

Electrical towers and power lines in the morning fog, Bochum-Werne, Bochum, North Rhine-Westphalia, Germany

Consommation énergétique

Selon AG Energiebilanzen /1/, la consommation d´énergie primaire baisse à un niveau historique depuis la réunification de l´Allemagne, soit à 11.784 PJ (281 Mtep), moins 8,0 % par rapport à l´année précédente (2019 : 12.805 PJ).

La tendance à long terme montre que la consommation d´énergie primaire a diminué de 18,7% par rapport à 2008 (cf. figure 1). L´objectif d´une réduction de 20 % de la consommation d’énergie primaire par rapport à 2008 a néanmoins été manqué.

Ce niveau historiquement bas est principalement dû à la crise sanitaire. La baisse a été renforcée par l’amélioration de l’efficacité énergétique notamment dans les secteurs de l´industrie et du bâtiment et les conditions météorologiques favorables. Le fioul domestique, en revanche, a vu une augmentation de la demande car de nombreux consommateurs ont profité des prix bas pour reconstituer leurs stocks.

La part des sources d’énergie a également évolué. Alors que le fioul et le gaz naturel ont pu maintenir leurs positions au cours des dernières années, la houille et le lignite ont enregistré une forte baisse de leur part. Mais plus de trois quarts de la consommation d’énergie primaire sont toujours couverts par des combustibles fossiles.

Les énergies renouvelables ont augmenté leur contribution à 16,6 %. Néanmoins, leur part reste modeste en raison de leur faible croissance dans les secteurs du bâtiment et des transports.

Fig 1 Energie primaire
Figure 1 : Consommation d´énergie primaire /1/

Consommation et production d´électricité

Le secteur électrique a également été fortement influencé par la crise sanitaire /2/, /3/, /4/, /5/.

Les restrictions dans la vie économique et publique ont fait reculer la consommation intérieure brute d’électricité de presque 23 TWh à 545 TWh selon BDEW /3/, ce qui correspond à une baisse de 4% par rapport à 2019 (568 TWh). L´objectif de 2020 du tournant énergétique, soit une réduction de 10% par rapport à 2008 (613 TWh) a donc été atteint.

En conséquence, la production brute d’électricité a également enregistré avec 566 TWh une réduction d´environ 6 % par rapport à 2019 (~ 603 TWh).

Les énergies renouvelables ont fourni presque 252 TWh, plus que jamais auparavant. Leur part dans la production brute d´électricité s´élève à 44,5 % en 2020. Toutefois, l’augmentation de 10 TWh, soit d´environ 4% par rapport à 2019, est, en raison du faible développement de l´éolien terrestre, inférieure de la moitié par rapport à l´augmentation observée entre 2018 et 2019.

Sous l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables serait entièrement consommée en Allemagne, les énergies renouvelables ont participé à hauteur de 46,2% à la couverture de la consommation intérieure brute d´électricité /3/.

Cette augmentation est principalement due à leur injection prioritaire au réseau et la baisse marquée de la production totale du fait de la crise sanitaire. De plus, le premier trimestre 2020 a été très venteux et le nombre d´heures d’ensoleillement supérieur à la moyenne en 2020.

Fig 2 Production brute d´électricité en 2020
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2020 /3/ (données entre parenthèses pour 2019)

Le tableau ci-dessous détaille la production brute pour chaque filière en 2020 par rapport à 2019 pour l’ensemble du secteur de l’électricité y compris la production destinée à l’autoconsommation de l´industrie et à l´autoconsommation individuelle et collective.

Conformément aux prescriptions du gouvernement fédéral, la production brute et la consommation intérieure brute sont utilisées comme base de calcul pour évaluer la part des énergies renouvelables.

Certains sites utilisent comme base de calcul la part de production nette injectée dans le réseau public sans tenir compte de l´autoconsommation de l´industrie, ce qui se traduit par une part apparemment plus importante d´énergies renouvelables à la production et consommation.

Tableau Production et consommation d´électricité 2019 et 2020
Tableau 1 : Production et consommation d´électricité 2019 et 2020 selon /3/ (les chiffres de 2020 sont provisoires)

La production d´électricité à partir du lignite et de la houille est caractérisée par des baisses importantes : la production à partir de houille a diminué de plus d´un quart et celle à partir de lignite de près d’un cinquième. Leur part à la production brute s´élève à 24%, contre 28% en 2019.

L´énergie nucléaire connaît également une réduction significative, notamment en raison du déclassement de la centrale nucléaire de Philippsburg 2 le 31 décembre 2019 /7/.

La production à partir du gaz a légèrement augmenté. En particulier, la baisse significative des prix du gaz sur le marché spot au cours de l´année et le prix toujours élevé de la tonne de CO2 dans le système européen d´échange de quotas d’émissions ont renforcé leur position par rapport aux centrales à la houille et au lignite.

Le photovoltaïque a enregistré une augmentation de presque 12 %. Cette quantité d’électricité comprend non seulement l´injection au réseau public mais aussi l´autoconsommation individuelle et collective. Sur le seul mois d’avril, le plus ensoleillé depuis l’enregistrement des données météorologiques, environ 7 TWh ont été produits.

Avec une production de 132,6 TWh, l´énergie éolienne (terrestre et en mer) est aujourd’hui de loin la source d´énergie la plus importante dans le mix électrique allemand. Les éoliennes maritimes ont enregistré une augmentation de 10,5 %. Toutefois, des taux de croissance de cette grandeur ne sont plus à prévoir dans les prochaines années, car une augmentation substantielle de leur puissance installée n´est pas prévue avant les années 2023 à 2025.

Au cours de la dernière décennie, la part des énergies renouvelables dans la production brute d´électricité a été multipliée par un facteur de 2,4 (cf. figure 3), tandis que la part de la houille et du lignite a reculé de presque la moitié à environ 24% (~ 135 TWh) en 2020. Suite à la décision de sortie du nucléaire d´ici 2022 sa part a diminué de 55% depuis 2010.

L´année 2020 est caractérisée par la crise sanitaire qui se poursuit en 2021. Il est peu probable que l´année 2021 connaisse une reprise complète. La consommation d’énergie et d´électricité en 2021 pourrait augmenter par rapport à 2020, tout en restant inférieure aux niveaux de 2019.

Fig 3 Evolution de la production brute des différentes filières depuis 2010
Figure 3 : Evolution de la production brute des différentes filières depuis 2010 /3/

L´augmentation de la production des énergies renouvelables en 2020 ne cache toutefois pas le fait que la production brute totale bas carbone (énergies renouvelables et nucléaire) stagne depuis l´année dernière. Avec l´augmentation de la production de 10 TWh en 2020 les énergies renouvelables n´arrivent pas à suppléer la perte de production résultant de l´arrêt de la centrale nucléaire de Philippsburg 2. Déjà dans le passé l´arrêt de centrales nucléaires a eu un impact négatif sur l´évolution de la production bas carbone (figure 4).

Fig 4 Production co2frei
Figure 4 : Evolution de la production totale brute bas carbone (énergies renouvelables et nucléaire) selon /3/

Sans qu´une seule tonne de CO2 supplémentaire soit économisée, une augmentation de 25% de la production renouvelable d´ici fin 2022 serait nécessaire pour pallier les 64 TWh nucléaires produits en 2020 suite à la fermeture programmée des six centrales nucléaires (8,1 GW nets) toujours en activité.

Puissance installée

Actuellement l´Allemagne exploite deux parcs de production en parallèle pour une pointe de consommation autour de 82 GW.

Le pays disposait fin 2020 d´un parc de production d´environ 233 GW nets y compris les systèmes de stockage (STEP, batteries) dont ~ 102 GW de moyens conventionnels et ~131 GW d´énergies renouvelables selon /2/, /25/ et /27/. Seulement ~ 77 GW de centrales conventionnelles (hors systèmes de stockage) 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.

Le tableau ci-dessous détaille l´évolution de la puissance totale nette installée du secteur électrique, y compris les centrales d´industrie pour chaque filière en 2020 par rapport à 2019.

Tableau Puissance installée
Tableau 2 : Puissance installée en 2019 et 2020 selon /2/, /24/, /25/ et /27/ (les chiffres de 2020 sont provisoires)

Centrales nucléaires

La baisse de puissance à 8,1 GW en 2020 est due à l´arrêt de la tranche 2 de Philippsburg (1,4 GW) le 31.12.2019.

Centrales à houille

Fin 2020, la puissance installée des centrales à houille s´élevait à 23,8 GW.  L´augmentation de la puissance installée est due à la mise en service de la centrale de Datteln 4 (1,1 GW) en mai 2020 /8/.

Dans le cadre d´un appel d´offres, plusieurs centrales à houille (~ 4,8 GW) ont obtenu l´adjudication pour une fermeture prématurée contre le versement d´une prime d’arrêt. Les exploitants ne seront plus autorisés à commercialiser sur le marché la production générée par l´utilisation du charbon à partir du 1er janvier 2021 /9/.

Leurs centrales ont été mises en réserve en attendant que les gestionnaires de réseau de transport vérifient leur importance systémique. Si le résultat est négatif, le § 51 de la loi sur la sortie du charbon interdit de brûler de la houille ou du lignite dans la centrale 7 mois après l´adjudication (mi-2021). Si le résultat est positif, les centrales concernées resteront en réserve stratégique. Cela signifie que l´exploitant ne pourra plus vendre d’électricité sur le marché, mais sera rémunéré afin que la centrale reste disponible pour la stabilisation du réseau en cas de besoin.

De plus environ 2,7 GW sont actuellement en « réserve d´équilibrage du réseau ». Ces centrales se sont pas en fonctionnement mais sont pertinentes pour le système électrique et pourrait être activées en cas de besoin pour des mesures de redispatching permettant de réduire les congestions du réseau. L´électricité produite ne peut pas être vendue sur le marché de l´électricité.

Donc en ce début de 2021 seule une puissance de ~ 16,2 GW est activement disponible sur le marché de l´électricité /25/.

Centrales à lignite

La puissance installée s´élève à 20,6 GW fin 2020. La centrale au lignite Niederaußem tranche D (environ 18 km à l’ouest de Cologne) d´une puissance de 297 MW a été déclassée le 31.12.2020 conformément au calendrier de fermeture annexé à la loi de sortie progressive des centrales à houille et à lignite / 10 /.

De plus 2,4 GW constituent une « réserve de sécurité » assurant une réserve ultime pour des situations extrêmes et ne sont donc plus sur le marché. En cas de besoin, ces centrales doivent être opérationnelles dans un délai de 10 jours. Au début de 2021 seuls ~ 17,8 GW sont donc activement disponibles sur le marché de l´électricité /25/.

Centrales à gaz

La puissance nette installée a légèrement augmenté par rapport à 2019 pour atteindre presque 30,5 GW dont ~ 1,5 GW sont en « réserve d´équilibrage du réseau » et ~ 1,7 GW mis sous cocon. Au début de 2021 seuls ~ 27,2 GW sont activement disponibles sur le marché de l´électricité /25/.

Centrales au fioul

Environ 1,6  GW sont actuellement en « réserve d´équilibrage du réseau » et 0,2 GW mis sous cocon, donc au début de 2021 seuls ~ 2,6 GW sont activement disponibles sur le marché de l´électricité /25/.

Stockage d´énergie

L´Allemagne dispose de STEP  (Stations de Transfert d´Énergie par Pompage) d´une puissance nette totale de 9,8 GW y compris les installations au Luxembourg et en Autriche /11/ qui injectent de l’électricité directement dans le réseau allemand.

En outre, il existe un grand nombre de systèmes de stockage à batteries. La capacité cumulée des batteries est estimée fin 2020 à environ 0,3 GW selon /25/.

Energies renouvelables

En 2020, 420 éoliennes terrestres d’une capacité totale de 1431 MW ont été ajoutées et le démantèlement de 203 éoliennes d’une capacité totale de 222 MW enregistré, selon /24/. L’augmentation nette de la capacité en 2020 s´élève donc à 1 208 MW. Le nombre cumulé d´éoliennes terrestres passe ainsi à 29 608. La capacité totale installée augmente d’environ 2,3 % pour atteindre 54,4 GW.

Fin 2020, 1 501 éoliennes maritimes d’une capacité totale d´environ 7,7 GW ont été en service selon /24/. Une puissance de 219 MW a été raccordée au réseau et la capacité des installations existantes augmentée de 26 MW.

Aucun nouveau projet d’éolien maritime n’est en cours de construction, donc aucune augmentation de capacité prévue en 2021.

En 2020, environ 4,8 GWc (~10%) de puissance photovoltaïque ont été ajoutés, portant la puissance nette totale installée à 53,8 GWc.

La rubrique « déchets biogènes/divers » comprend les déchets biogènes (50% de la totalité des déchets sont par définition considérés comme renouvelables), le gaz de décharge, le gaz de station d´épuration et la géothermie.

Relation entre puissance installée et production réalisée

La puissance nette installée des énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) représente plus de la moitié de la puissance totale installée en Allemagne fin 2020. Cependant, éolien et photovoltaïque n´ont produit – lissé sur l´année – qu´environ un tiers du courant en 2020 (voir figure 5). Cela correspond à un facteur de charge moyen [1] d´environ 18%, sans toutefois apporter une contribution durable à la sécurité d´approvisionnement car la production est très fluctuante au cours de l´année (voir plus loin).

Fig 5 puisance et production en pourcentage
Figure 5 : puissance nette installée et production nette en pourcentage en 2020 (hors STEP) selon /2/, /3/ et /25/

A titre de comparaison, le nucléaire allemand, qui,  avec 8,1 GW nets, représente environ 3,6% de la puissance installée en 2020, a produit 11,3 % du courant. Cela correspond à un facteur de charge moyen d´environ 86%.

Faits marquants des énergies renouvelables intermittentes en 2020

Les résultats excellents des énergies renouvelables lissés sur l´année ne sont pas synonyme d´un approvisionnement fiable et démontrent les limites de la conversion aux sources renouvelables intermittentes. C’est ce que montre une évaluation détaillée de quelques situations représentatives de production d’électricité au cours de l´année 2020.

Pour rappel : une étude de l´association européenne des producteurs d’électricité et de chaleur VGB PowerTech e.V. /13/ sur la fréquence des épisodes de production quasi nulle éolienne et  photovoltaïque 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.

Les figures  6 à 9, générées à partir du site SMARD – site officiel de l´agence fédérale des réseaux /6/, illustrent à titre d´exemple les variations auxquelles des énergies renouvelables intermittentes peuvent être soumises.

Le mois d’avril a vu une production photovoltaïque élevée (voir plus haut). Le dimanche 5 avril, les énergies renouvelables ont couvert la consommation d’électricité en Allemagne pendant 6 heures entre 11h et 17h. Du 19 au 22 avril (cf. figure 6), une production d´énergies renouvelables élevée a également été observée pendant plusieurs jours, même en semaine où la consommation tend à être plus élevée par rapport au week-end. Pendant ces quatre jours, les énergies renouvelables ont couvert plus de 80 % de la consommation d’électricité en Allemagne.

Fig 6 Production max avril 2020
Figure 6 : Exemple d´une forte production photovoltaïque et éolien terrestre pendant plusieurs jours (source smard)

La figure 7 montre un exemple en juillet 2020 où la production aléatoire a temporairement excédé 93% de la demande trois jours de suite.

Fig 6 EnR production max
Figure 7 : Exemple d´une forte production d´énergies renouvelables excédant la demande pendant plusieurs heures (source smard)

Le premier weekend de juillet la production d´énergies renouvelables a dépassé la demande d´électricité généralement plus faible que dans la semaine, soit de 9h45 à 17h15 le samedi 4 juillet et de 7h15 à 17h le dimanche 5 juillet 2020.

Le mardi 6 juillet, les énergies renouvelables ont produit 60,5 GW entre 13 et 14 heures, soit près de 93,5 % de la demande  d’électricité.

La figure 8 montre la situation vendredi le 27 novembre entre 6 et 7 heures et jeudi le 10 décembre entre 15 et 16 h. La disponibilité des énergies renouvelables est de moins de 12% et celle du photovoltaïque et de l´éolien de 1,3 % (0,82 GW) le 27 novembre et de 2,5% (1,7 GW) le 10 décembre. Pour mémoire : le photovoltaïque et l´éolien (terrestre et en mer) totalisent une puissance nette de 116 GW en 2020.

Cette conjonction de très peu de soleil, très peu de vent et une demande d´électricité élevée conforte l´approche conservative des gestionnaires des réseaux de transport allemands qui dans leur bilan prévisionnel accordent une disponibilité de 0% au photovoltaïque et de 1% à l´éolien (terrestre et en mer) dans la gestion des périodes de pointe.

Fig 7 EnR production min
Figure 8 : Exemple d´une faible production d´énergies renouvelables plusieurs jours de suite (source smard)

Normalement l´automne et l´hiver sont les périodes les plus venteuses. Mais une production éolienne faible sur plusieurs jours en septembre est une situation intéressante (cf. figure 9) qui se produit normalement en hiver en cas d´anticyclone froid (voir plus haut).

Fig 8 Wind min_1
Figure 9 : Production éolien terrestre et maritime (mer du Nord et mer Baltique) du 21 au 23 septembre 2020 (source smard)

La production d´éolien (sur terre et en mer) a été inférieure à 1 GW pendant deux jours consécutifs, et inférieure à 90 MW pendant 2 heures (le 22 septembre, 10h à 12h), soit une disponibilité de 0,14% de la puissance totale installée. La contribution de la production éolienne maritime a été zéro pendant 6 heures l´après-midi du 21 septembre et inférieure à 10 MW pendant 7 heures le matin du 22 septembre.

L´année 2020 a également mis en évidence une forte variabilité inter-saisonnière de la production éolienne au cours de l’année ainsi qu´une grande variabilité interannuelle par rapport à 2019 (figure 10)

Fig 9 Fluctuation eolien_1
Figure 10 : Fluctuation mensuelle de la production éolienne en 2020 et variation en pourcentage par rapport à 2019 /2/

L´augmentation de la production éolienne terrestre en 2020 par rapport à 2019 est presque entièrement concentrée sur les trois premiers mois avec plus de 40 % de la production annuelle /12/.

Dans l’analyse mois par mois, le mois de février est celui où l’apport éolien (sur terre et en mer), a été le plus élevé avec 20,6 TWh. La raison en est la tempête « Sabine », qui a fourni un apport éolien particulièrement élevé. En revanche, en mars, septembre et décembre, les éoliennes ont produit nettement moins par rapport à 2019. C’est en septembre que la production a été la plus faible en un mois avec 6,4 TWh.

Ces résultats montrent une fois encore qu´un développement massif du photovoltaïque et de l´éolien ne garantira pas, à lui seul, la sécurité d’approvisionnement après l’abandon progressif des moyens pilotables (centrales nucléaires et centrales à houille et lignite).

Échanges transfrontaliers d´électricité

Avec deux nouvelles interconnexions mises en service au quatrième trimestre, l´Allemagne est reliée désormais à 11 pays : Autriche, Danemark, France, Luxembourg, Pays-Bas, Pologne, Suède, Suisse, Tchéquie, et maintenant  Belgique et Norvège.

ALEGrO, la première interconnexion directe entre l’Allemagne et la Belgique a été mise en service en octobre 2020. Le câble souterrain de 90 km offre une capacité de transmission de 1000 MW.

NordLink, une interconnexion de 623 km entre l’Allemagne et la Norvège, a été provisoirement mise en service en décembre 2020. La mise en service définitive est prévue en février 2021. L´interconnexion offre une capacité de transmission de 1400 MW et est notamment destinée à la transmission d’électricité produite par des énergies renouvelables.

Le solde des exportations d’électricité de l´Allemagne a fortement baissé au cours des deux dernières années /1/ et s´élève à environ 20 TWh en 2020 (figure 11). Pour un pays donné, le solde total des échanges physiques et contractuels devrait, dans l’idéal, être le même.

L’élément déclencheur pour l´importation ou l´exportation dépend non seulement de l´offre et de la demande, mais aussi des prix de l’électricité dans les pays voisins. L´augmentation de la production à partir d’énergies renouvelables dans les pays voisins et un prix bas du gaz, associés à un prix de la tonne de CO2 relativement stable à un niveau élevé ont provoqué un changement dans l’ordre de mérite en faveur des énergies renouvelables et des centrales à gaz à l´étranger et ont donc entraîné en Allemagne une plus grande propension à l´importation notamment du Danemark, Suède et Pays-Bas. Entre avril et juillet, l´Allemagne a importé plus d’électricité qu’elle n’en a exportée.

Fig 11 export import
Figure 11 : Solde des échanges commerciaux en TWh selon /1/ (les chiffres de 2020 sont provisoires)

Au niveau des échanges physiques, en 2020, le solde exportateur est avec environ 10,2 TWh en faveur de la France selon /1/.  Toutefois, une certaine proportion des flux physiques sont des volumes de transit. A titre d´exemple, une partie de l´électricité exportée par la France vers la Suisse et l´Italie transite par l´Allemagne.

Les échanges commerciaux ont été presque équilibrés entre les deux pays. La France a importé 12,7 TWh et exporté 11,1 TWh, soit un solde exportateur d´environ 1,6 TWh en légère faveur de l´Allemagne selon /5/ et /6/.

Modernisation des réseaux de transport

Un approvisionnement en électricité basé sur des sources d’énergies renouvelables recèle de nouveaux défis au niveau des réseaux. Dorénavant, une grande partie de l’électricité sera injectée de manière décentralisée dans les réseaux de distribution et transportée en partie sur de longues distances. En outre, la forte progression de l’éolien, concentré dans le Nord du pays, nécessite le renforcement des lignes nord-sud pour que l’électricité soit amenée à des centres de consommation dans le sud et dans l’ouest de l’Allemagne. L´épine dorsale est constituée par des tracés nord – sud en courant continu.

Selon la programmation actuelle de l´Agence fédérale des réseaux, environ 7700 km du réseau de transport (lignes nouvelles ou de renforcement des lignes existantes) sont prioritaires. Suite au nouvel objectif d´une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation d´électricité d´ici 2030, les besoins d’extension du réseau de transport seront encore plus importants.

Or, le développement du réseau de transport ne suit pas le rythme de développement des énergies renouvelables. A la fin du troisième trimestre 2020, environ 4700 km étaient en cours d´examen et environ 1500 km (19,5%) réalisés /14/.

Émissions de gaz à effet de serre

Les émissions s´élèvent à 739 Mt CO2éq en 2020 selon /21/ ce qui correspond à une réduction de 40,8% par rapport à 1990. L´objectif de l´Allemagne de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40% d’ici 2020 par rapport à 1990 a donc été atteint.

Les émissions de gaz à effet de serre ont diminué d´environ 70 Mt CO2éq, soit une baisse de 8,7% par rapport à l´année précédente. Plus d´un tiers des réductions est dû aux conséquences de la crise sanitaire, principalement dans les secteurs des transports et de l´énergie.

Pour la réalisation des objectifs climatiques de l’Allemagne le secteur de l’énergie est déterminant / 15 /. Il comprend non seulement les émissions CO2 du secteur de l´électricité mais aussi d’autres émissions issues par exemple des installations de chauffage urbain, des raffineries de pétrole ou les émissions fugitives de l´approvisionnement en gaz.

Dans le secteur de l´énergie les émissions ont diminué en 2020 d´environ 38 Mt CO2éq, soit une baisse de 14,5% par rapport à l´année précédente. Avec 221 Mt CO2éq, ce secteur a réussi à réduire ses émissions de CO2 de 52,6% par rapport à 1990 selon /21/.  La majeure partie de cette évolution positive en 2020 est attribuable à la baisse des émissions liées à la production d´électricité à partir de lignite (moins 23 Mt CO2éq). Les émissions provenant de la production d´électricité à partir de houille ont diminué de 13 Mt CO2éq malgré la mise en service de la centrale à houille Datteln 4.

En revanche les énergies renouvelables ont très peu contribué, car la production bas carbone (énergies renouvelable et nucléaire) n´a presque pas évolué par rapport à 2019, cf. figure 4.

Avec les émissions de 187 Mt CO2éq on obtient un contenu carbone moyen du secteur électrique allemand d´environ 0,37 kg CO2/kWh en 2020 selon Agence Fédérale pour l´Environnement (Umweltbundesamt).

Pour la première fois, les données sur les émissions sont présentées dans le contexte de la nouvelle loi fédérale sur la protection du climat /15/, qui fixe à partir de 2020 des objectifs juridiquement contraignants en matière d’émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique à l´horizon de 2030.

Il y a des efforts à faire dans le secteur bâtiment. En 2020, les émissions ont atteint 120 Mt CO2éq, soit une baisse de plus de 3 Mt CO2éq par rapport à l´année précédente. Mais malgré cette réduction, le secteur bâtiment dépasse toujours la limite fixée par la loi sur la protection du climat à 118 Mt CO2éq pour 2020.

La figure 12 montre l´objectif de 2030 et l´évolution des émissions allemandes de gaz à effet de serre contenus dans le «panier de Kyoto» en millions de tonnes de CO2éq par an de 1990 à 2020 selon /21/.

Fig 12 emission 2020
Figure 12 : Évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an et l´objectif de 2030

Evolution des prix de l´électricité 

Prix au marché spot en 2020

Bien que le volume d´électricité négocié sur les bourses ne représente qu´une fraction du volume total des échanges commerciaux, les marchés électriques Day-Ahead de l´EPEX SPOT pour une livraison d’électricité le jour suivant sont considérés comme un indicateur des prix de gros. Une fourchette de prix de -500 €/MWh à 3 000 €/MWh est définie pour le négoce Day-Ahead /16/.

La figure 13 montre la moyenne par mois calculée à partir des 24 prix horaires d’une journée pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg pour 2019 et 2020.

Fig 12 prix spot 2020
Figure 13 : Prix Day-Ahead de l´EPEX SPOT (moyenne par mois en 2019 et 2020) pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg

Le prix de gros moyen de l’électricité en 2020 était de 30,47 €/MWh contre 37,67 €/MWh en 2019 : /4/, / 6 /.

Le prix le plus bas a été de 17,09 €/MWh en avril. Cela s’explique notamment par la très faible consommation d´électricité due à la crise sanitaire et un recours très important aux énergies renouvelables. En outre, le nombre élevé de prix de gros négatifs (40 heures) a contribué à une réduction du prix de gros moyen.

Le prix le plus bas de l’année a été atteint le mardi 21 avril entre 14h00 et 15h00, soit  – 83,94 Euro/MWh. Le prix le plus élevé a été observé le lundi 21 septembre entre 19h et 20h avec 200,04 Euro/MWh. Pendant cette période, la forte consommation d´électricité a coïncidé avec une faible production d´énergies renouvelables.

Episodes de prix négatifs au marché spot

En 2020, le nombre de pas horaires avec des prix négatifs a atteint son plus haut niveau, soit 298 des 8784 pas horaires négociés au marché spot. Bien que le nombre de pas horaires négatifs ait une importance plutôt mineure  (~ 3,4%) par rapport au total d´heures négocié par an, il s´agit d´une augmentation de plus de 40% par rapport à 2019 (211 pas horaires avec des prix négatifs). Cela s´explique par l´augmentation du recours aux énergies renouvelables et la baisse de consommation d´électricité suite à la crise sanitaire.

La figure 14 montre les pas horaires mensuels avec des prix négatifs négociés sur le marché Day-Ahead.

Fig 13 Prix negatifs 2020
Figure 14 : Pas horaires par mois avec des prix spot négatifs /4/

En février 2020, par rapport au même mois 2019, le nombre de pas horaires de prix négatifs de l’électricité est passé de 9 à 84 sur les 696 pas horaires totaux échangés, ce qui s´explique par la forte production éolienne pendant ce mois tempétueux. Le plus grand nombre de pas horaires de prix négatifs a été enregistré le dimanche 16 février, avec 22 heures consécutives.

En 2020, le prix négatif moyen était de -15,50 €/MWh contre -17,27 €/MWh en 2019, le prix négatif record a atteint -84 €/MWh (2019 : -90 €/MWh).

La valeur du marché des prix négatifs – prix négatif moyen par heure multiplié par la quantité d’électricité négociée – est estimée à 150 M€ en 2020 selon /26/. Malgré une forte augmentation du nombre de pas horaires de prix négatifs, leur valeur du marché n´a pas subi une hausse importante par rapport à 2019 (~ 134 M€). Cela est dû à la fois au plus faible volume d´électricité négocié pendant ces heures et au prix moyen moins négatif qu´en 2019.

EPEX Spot pratique en Allemagne aussi le négoce des contrats de 15 minutes sur le marché infra-journalier et la vente aux enchères de contrats de 15 minutes. En 2020, le marché infra-journalier a enregistré 1783 quarts d´heure avec des prix négatifs, et les enchères infra-journalières 2041 quarts d´heure. En revanche, le volume négocié est nettement plus faible et en conséquence la valeur négative comparativement moins pertinente.

Alors que le producteur d´une centrale conventionnelle doit prendre à sa charge les frais des prix négatifs, la situation des producteurs d´énergies renouvelables dépend de la taille et de la date de mise en service des installations.  La réglementation en vigueur depuis 2017 prévoit la suspension de la rémunération si le prix de l´électricité au marché spot affiche une valeur négative pendant au moins six heures sans interruption pour les éoliennes > 3 MW et les autres installations d´énergies renouvelables > 500 kW mises en service à partir de 2016. Si cela se produit, les exploitants ne recevront plus le complément de rémunération rétroactivement à partir de la première heure du prix négatif.

La règle des 6 heures s´est appliquée pour 192 des 298 pas horaires avec des prix négatifs en 2020.

Dans le cadre de la loi EEG 2021, entrée en vigueur début 2021 (voir plus bas), la suspension de la rémunération des nouvelles installations d´énergies renouvelables > 500 kW est prévue si le prix au marché spot affiche une valeur négative pendant au moins quatre heures sans interruption. Il s´agit d´un durcissement de la réglementation actuelle qui reste toutefois en vigueur pour les installations existantes.

Projets phares du tournant énergétique mis en œuvre en 2021 

Plusieurs projets phares du tournant énergétique allemand seront mis en œuvre en 2021 suite aux objectifs énoncés dans le programme de protection du climat 2030 /22/ : une baisse de 55% des émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 par rapport à 1990 et une part de production d´énergies renouvelables de 65% :   

  • Instauration de la « taxe carbone » à partir de 2021 sur les émissions des produits combustibles non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émissions /17/. Le prix initial des droits d´émissions sous forme de certificats a été fixé à 25 Euros par tonne de CO2. Le prix augmentera ensuite régulièrement, incitant à réduire l´usage des énergies fossiles, de 5 Euros par an en 2022 et 2023 puis de 10 Euros par an et passera à 55 Euros en 2025. En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 55 Euros à 65 Euros par tonne de CO2.

Cela enchérira à partir de 2021 les carburants et combustibles fossiles tels que le fioul, le gazole, l’essence et le gaz naturel.

Pour soulager la facture d´électricité des consommateurs, la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques (EEG-Umlage) a été plafonnée à 65 €/MWh en 2021 et à 60 €/MWh en 2022 /18/ grâce à la subvention de l´Etat alimentée principalement par les recettes supplémentaires provenant de la « taxe carbone »

  • Loi sur la sortie des centrales à houille et à lignite (Kohleausstiegsgesetz) /10/. 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) et à 17 GW au 1er avril 2030 (9 GW de lignite et 8 GW de houille). Des indemnités de plusieurs milliards d´Euros sont prévues pour les exploitants en compensation de l´arrêt de leurs centrales. Les régions minières reçoivent des aides fédérales de 40 milliards d’Euros pour le soutien structurel.

Dans ce contexte, la première centrale à lignite d´une puissance d´environ 300 MW a été déclassée le 31.12.2020 conformément au calendrier de fermeture. De plus, presque 4,8 GW de centrales à houille ont été retirés du marché de l´électricité fin 2020 ayant obtenu l´adjudication pour une fermeture prématurée contre le versement d´une prime d’arrêt /9/

  • Nouvelle loi sur les énergies renouvelables de 2021 (EEG 2021), entrée en vigueur le 1.1.2021 /19/. Son objectif est de créer les conditions juridiques permettant de garantir que toute l´électricité produite en Allemagne soit neutre en carbone à partir de 2050. L´objectif intermédiaire est une part des énergies renouvelables de 65 % à la consommation brute d´électricité en Allemagne en 2030. La loi prévoit une trajectoire de développement de la puissance installée jusqu’en 2030, soit 71 GW pour l’éolien terrestre, 20 GW pour l’éolien maritime, 100 GW pour le photovoltaïque et 8,4 GW pour la biomasse. Dans ce contexte, la loi fixe, de manière contraignante, la feuille de route pour y parvenir.
  • Début d´un contrôle rigoureux des émissions de gaz à effet de serre de chaque secteur économique afin d´atteindre en toute sécurité l’objectif de réduction de 55 % d’ici 2030 par rapport à 1990 selon la loi fédérale de protection du climat 2030 (Bundes – Klimaschutzgesetz), entrée en vigueur en décembre 2019. La loi fixe en effet des objectifs juridiquement contraignants en matière d’émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique /15/. Si à partir de 2021 les émissions annuelles dans un ou plusieurs secteurs sont dépassées, des mesures supplémentaires seront mises en œuvre.
  • Fin décembre 2021 : arrêt de trois centrales nucléaires : Gundremmingen tranche C (1288 MW de puissance électrique nette), Grohnde (1360 MW de puissance électrique nette) et Brokdorf (1410 MW de puissance électrique nette), soit plus de 4 GW de puissance nette à production bas carbone, seront déclassées conformément à la loi de sortie du nucléaire de 2011 /20/. Les trois dernières centrales nucléaires seront mises hors service fin 2022.

[1] Le  facteur de charge est le rapport entre l’énergie électrique effectivement produite par une unité de production sur une période donnée et l’énergie qu’elle aurait produite si elle avait fonctionné à sa puissance maximale durant la même période

Références 

/1/ AG Energiebilanzen (2021) Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2020, en ligne : https://www.ag-energiebilanzen.de/

/2/ BDEW (2021) Die Energieversorgung 2020 – neuer Jahresbericht. Die wichtigsten Entwicklungen des Jahres, en ligne : https://www.bdew.de/energie/die-energieversorgung-2020-neuer-jahresbericht/

/3/ BDEW (2021) Stromerzeugung und – verbrauch in Deutschland, en ligne : https://www.bdew.de/energie/stromerzeugung-und-verbrauch-deutschland/

/4/ BNetzA (2021), Bundesnetzagentur veröffentlicht Daten zum Strommarkt 2020, communiqué de presse du 2 janvier 2021, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2021/20210102_smard.html?nn=265778

 /5/ AGORA-Energiewende (2021) Die Energiewende im Corona-Jahr : Stand der Dinge 2020. Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2021, en ligne : https://static.agora-energiewende.de/fileadmin2/Projekte/2021/2020_01_Jahresauswertung_2020/200_A-EW_Jahresauswertung_2020_WEB.pdf

/6/ SMARD Strommarktdaten. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.smard.de/blueprint/servlet/page/home/46.

/ 7 / Allemagne-Energies (2019) : Arrêt définitif de la tranche 2 de la centrale nucléaire de Philippsburg après 35 ans, en ligne : https://allemagne-energies.com/2019/12/29/arret-definitif-de-la-tranche-2-de-la-centrale-nucleaire-de-philippsburg-apres-35-ans/

/8/Allemagne-Energies (2020), La mise en service de la nouvelle centrale à charbon « Datteln 4 » en Rhénanie-du-Nord-Westphalie est une pierre d’achoppement (mise à jour le 09. 06. 2020), en ligne : https://allemagne-energies.com/2019/11/08/la-mise-en-service-eventuelle-dune-nouvelle-centrale-a-charbon-en-rhenanie-westphalie-est-une-pierre-dachoppement/

/9/Allemagne-Energies (2020), Résultat du premier appel d´offres sur la sortie des centrales à houille et petites centrales à lignite inférieures à 150 MW – presque 4,8 GW de centrales à charbon seront arrêtées fin 2020, en ligne : https://allemagne-energies.com/2020/12/03/resultat-du-premier-appel-doffres-sur-la-sortie-des-centrales-a-houille-et-petites-centrales-a-lignite-inferieures-a-150-mw-presque-48-gw-de-centrales-a-charbon-seront-arretees-fin-2020/

/10 / Allemagne-Energies (2020) La sortie du charbon coûtera 50 Mrds d´Euros – le Conseil des ministres allemand approuve le projet de loi (Kohleausstiegsgesetz) le 29 janvier 2020, en ligne : https://allemagne-energies.com/2020/02/03/la-sortie-du-charbon-coutera-50-milliards-deuros-le-conseil-des-ministres-allemand-approuve-le-projet-de-loi-kohleausstiegsgesetz-le-29-janvier-2020/

/11/ BNetzA (2020) Kraftwerksliste, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html

/12/ ET Redaktion (2020) Viel Arbeit ist noch keine sichere Versorgung – Beitrag der Windenergie zur aktuellen Stromversorgung, Energiewirtschaftliche Tagesfragen, 70. Jg. (2020) Heft 12, en ligne : https://emagazin.et-magazin.de/de/profiles/cb1a7fd451c4/editions/759c134a78b147cad8d4/preview_pages

/13/Allemagne-Energie (2020), Énergies renouvelables : de nombreux défis, annexe 7 – Dispositifs de soutien EEG 2021, en ligne https://allemagne-energies.com/energies-renouvelables/

/14/ BNetzA (2020), Fortschritte beim Stromnetzausbau, communiqué de presse du 28 décembre 2020, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2020/20201228_Netzausbau.html?nn=265778

/15/ Allemagne-Energies (2019) Le parlement allemand adopte la loi de protection du climat (Bundes – Klimaschutzgesetz), en ligne : https://allemagne-energies.com/2019/12/29/le-parlement-allemand-adopte-le-programme-de-protection-du-climat-2030/

/16/ EPEX SPOT (2021) Trading at EPEX SPOT 2021. EPEX SPOT. En ligne : https://www.epexspot.com/en/downloads#trading-products

 /17 /Allemagne-Energies (2020)  L’Allemagne instaure la « taxe carbone » à partir de 2021 dans les secteurs non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émission, en ligne https://allemagne-energies.com/2020/10/10/lallemagne-instaure-la-taxe-carbone-a-partir-de-2021-dans-les-secteurs-non-couverts-par-le-systeme-europeen-dechange-de-quotas-demission/

/18/ Allemagne-Energies (2020) Allemagne : Le plafonnement de la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques à 65 €/MWh en 2021 nécessite une subvention de l´État de 10,8 milliards d’Euros, en ligne : https://allemagne-energies.com/2020/11/12/allemagne-le-plafonnement-de-la-charge-de-soutien-aux-energies-renouvelables-electriques-a-65-e-mwh-en-2021-necessite-une-subvention-de-letat-de-108-milliards-deuros/

/19/ Allemagne-Energies (2020) Amendement à la loi EEG (Erneuerbare Energien Gesetz) – le coup de pouce espéré pour les énergies renouvelables ? En ligne : https://allemagne-energies.com/2020/09/24/amendement-a-la-loi-eeg-erneuerbare-energien-gesetz-le-coup-de-pouce-espere-pour-les-energies-renouvelables/

/20/ Allemagne-Energie (2020) Historique de la sortie du nucléaire, en ligne : https://allemagne-energies.com/sortie-du-nucleaire/

/ 21/ UBA (2021) Treibhausgasemissionen sinken 2020 um 8,7 Prozent, Umweltbundesamt, Communiqué de presse N° 07/21 du 15.3.2021, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/presse/pressemitteilungen/treibhausgasemissionen-sinken-2020-um-87-prozent

/22/ Allemagne-Energies (2019) Le parlement allemand adopte le programme de protection du climat 2030. En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/12/29/le-parlement-allemand-adopte-le-programme-de-protection-du-climat-2030

/23/ BMWi (2021) Die wirtschaftliche Lage in Deutschland im Januar 2021, communiqué de presse du 14 janvier 2021, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/Wirtschaftliche-Lage/2021/20210114-die-wirtschaftliche-lage-in-deutschland-im-januar-2021.html

/24/ Deutsche WindGuard (2021), Windenergie-Statistik: Jahr 2020, en ligne : https://www.windguard.de/jahr-2020.html

/25/ BNetzA (2021), Kraftwerksliste, Stand 19.01.2021, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html

/26/ FfE (2021), Deutsche Strompreise an der Börse EPEX Spot in 2020, Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH, en ligne : https://www.ffegmbh.de/kompetenzen/wissenschaftliche-analysen-system-und-energiemaerkte/strommarkt/1040-deutsche-strompreise-an-der-boerse-epex-spot-in-2020

/27/ BMWi (2021) Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland. Informationsportal Erneuerbare Energien. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. En ligne : https://www.erneuerbare-energien.de/EE/Navigation/DE/Service/Erneuerbare_Energien_in_Zahlen/Zeitreihen/zeitreihen.html.

Résultats des appels d´offres pour les énergies renouvelables en 2020

Temps de lecture : 12 – 14 min

La présente note résume les résultats et le retour d´expérience des appels d´offres 2020 pour les énergies renouvelables sur la base des informations fournies par l´Agence fédérale des réseaux /1/, /9/ et /10/. Les résultats des appels d´offres 2017 à 2019 ont été publiés en /2/

Comme dans les années précédentes, le photovoltaïque démontre sa compétitivité par rapport aux autres technologies renouvelables soumises à l´appel d´offres. Le volume appelé lors des sept appels d´offres a été largement sursouscrit. Les tarifs moyens se situent entre 50 et 53 €/MWh.

En revanche, les sept appels d´offres de l´éolien terrestre – à part le dernier de décembre 2020 – et les deux appels d´offres de la biomasse ont rencontré peu de succès auprès des soumissionnaires. Les tarifs moyens pour la biomasse se situent entre 140 et 148 €/MWh et entre 60 et 62 €/MWh pour un site éolien terrestre idéal.

Les résultats des deux appels d´offres bi – technologiques combinant solaire et éolien terrestre ont démontré une fois de plus la compétitivité des grandes centrales solaires : aucune offre de projet éolien n’a été retenue, le tarif moyen s´élève à 53 €/MWh pour les projets photovoltaïques. A partir de 2021 il est prévu d´intégrer les appels d´offres bi – technologiques aux appels d´offres d´innovation multi-technologiques.

Le premier appel d´offres d´innovation multi-technologiques a été un succès. Le volume appelé a été sursouscrit.

En 2020 aucun appel d´offres n’a eu lieu pour l´éolien maritime. De même il n´y a eu aucun appel d´offres transfrontalier pour photovoltaïque et éolien.

2020-09-04-offshore-windpark-nordsee-ost-jahreswartung-der-turbinen-vor-dem-zeitplan-abgeschlossen
Nordsee Ost, 295 MW électrique, mise en service 2015, source RWE

Dispositifs de soutien aux EnR

Selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017), le soutien au développement des énergies renouvelables électriques est déterminé sous forme d´appels d’offres pour les nouvelles installations de puissance supérieure à une certaine taille (photovoltaïque ≥ 750 kWc,  éolien terrestre > 750 KW et biomasse > 150 KW). 

La loi sur le développement et la promotion de l’énergie éolienne maritime, entrée en vigueur début 2017, règlemente les procédures d´appels d’offres pour les installations mises en service à partir de 2021.

Les exploitants ayant reçu une adjudication reçoivent une rémunération de référence (anzulegender Wert) fixée par l´appel d´offres. La rémunération de référence fixée selon le type d´installation est constante et constitue le montant total par kWh obtenu par l´exploitant. Si le prix de l´électricité sur le marché spot (revenu du marché de référence) est inférieur à la rémunération de référence la différence est compensée par un complément de rémunération qui peut être qualifié de prime de marché variable. Si le prix moyen du marché spot est en baisse, la prime augmente et vice-versa. Aucune prime n’est versée si le prix de l´électricité sur le marché spot dépasse la rémunération de référence.

Le dispositif de soutien est décrit en détail dans l´annexe 6 du texte /3/ « Énergies renouvelables : de nombreux défis ».

Résultats d´appels d´offres des installations photovoltaïques d’une puissance à partir de 750 kWc

Sept appels d´offres ont été réalisés en 2020. Le volume total appelé de 1299 MWc a été avec un volume offert de 4562 MWc largement sursouscrit. Au total un volume de 1320 MWc a été attribué (voir figure 1).

Fig 1 PV volume
Fig. 1 : Volumes (en MWc) des appels d´offres photovoltaïque de 2020

La limite maximale de la rémunération de référence de 75 €/MWh pour les appels d’offres de 2020 n´a pas été atteinte lors des adjudications.  Les montants moyens d´adjudications pondérés en fonction du volume se sont stabilisés entre 50 et 53 €/MWh (voir figure 2).

Fig 2 PV montants
Figure 2 : Résultats d´appels d´offres photovoltaïque de 2020 – Rémunérations de référence retenues

Les futurs exploitants ont 24 mois maximum à partir de la date de publication des résultats des appels d´offres pour la mise en service de leurs installations et la demande de versement du soutien monétaire.

Résultats d´appels d´offres éolien terrestre d’une puissance supérieure à 751 kW

Sept appels d´offres ont été réalisés en 2020. Depuis l´obligation pour les soumissionnaires d’une autorisation préalable selon BImSchG – Loi fédérale sur la protection contre les nuisances environnementales – à leurs projets, les appels d´offres en 2020 sont caractérisés comme dans de nombreuses enchères en 2019 par le faible niveau de souscription, c’est-à-dire que les volumes offerts ont été, hormis le  dernier appel d´offres de décembre 2020, inférieurs aux volumes appelés.

Le volume total appelé a été de 3860 MW et le volume offert de 3115 MW. Le volume finalement retenu de 2672 MW par l´agence fédérale des réseaux était encore plus bas suite à l´exclusion de certaines offres en raison d’erreurs formelles (voir figure 3). Seulement lors de l´appel d´offre de décembre 2020 le volume appelé a été sursouscrit.

Les raisons sont multiples. Un obstacle majeur semble l´autorisation préalable obligatoire selon BImSchG (voir plus haut)  pour les projets soumis à l´appel d´offres. En octobre 2019, le ministère de l’Économie et de l´Énergie a publié un plan pour renforcer le développement de l´éolien terrestre /5/, /6/.

Fig 3 Wind onshore volume
Fig. 3 : Volumes (en MW) des appels d´offres éolien terrestre de 2020

Conformément à l´article 36 de la loi EEG 2017, le volume faisant l´objet d´une adjudication dans la zone où les réseaux de transport sont particulièrement congestionnés (Netzausbaugebiet) est limité à 902 MW par an /4/. Cette zone comprend les régions de l´Allemagne du nord, soit Brême, Hambourg, Mecklembourg-Poméranie-Occidentale, Schleswig-Holstein et la partie nord de la Basse-Saxe. De nombreuses offres dans cette zone n’ont donc pas été retenues.  

Dans la loi EEG 2021 des quotas seront introduits dans les appels d’offres pour renforcer le développement de l´éolien terrestre dans le sud du pays (Südquote).

Les offrants soumettent une rémunération de référence pour un « site idéal » : 6,45 m/s à 100 m de hauteur. Ensuite la rémunération de référence est multipliée par un facteur de qualité en fonction du site réel et du rendement du type d’éolienne prévue. Donc pour un site réel d´une qualité supérieure, la rémunération de référence est multipliée par un facteur < 1  alors que pour un site réel de moindre qualité elle est multipliée par un facteur > 1. 

La limite maximale de la rémunération de référence pour un site idéal est avec 62 €/MWh la même que pour les appels d’offres en 2019. De nombreuses offres sont basées sur ce montant maximal (figure 4), les montants d´adjudication moyens pondérés en fonction du volume se situent donc près du montant maximal autorisé.

Fig 4 Wind onshore montants
Figure 4 : Résultats d´appels d´offres éolien terrestre de 2020 – Rémunérations de référence retenues pour un site idéal

Les attributions effectuées expirent en principe 30 mois après l’annonce de l’attribution si les installations n’ont pas été mises en service à ce moment-là. Pour certaines dates d’appel d’offres, les délais de réalisation sont plus courts après l’annonce publique de l´adjudication.

Appel d´offres bi – technologiques combinant solaire et éolien terrestre

Répondant à un souhait de la commission européenne, l´Allemagne a lancé des appels d’offres expérimentaux sur 3 ans (2018 – 2020) – pour un volume appelé de 200 MW par appel d´offres – mettant en concurrence les grandes centrales solaires au sol ou sur bâti supérieures à 750 kW et les éoliennes terrestres à partir de 750 kW même si les caractéristiques d’implantation de parcs éoliens et solaires sont généralement sensiblement différentes.

Les résultats de deux appels d´offre en 2020 sont sans appel. Comme en 2018 et 2019, seules des offres photovoltaïque ont été retenues, en revanche aucune offre pour l´éolien terrestre n’a été faite.

Le volume appelé de 400 MW a été avec 1071 MW offerts largement sursouscrit. Au total un volume de 406 MW photovoltaïque a été attribué en 2020.

La limite maximale de la rémunération de référence a été 75 €/MWh pour le photovoltaïque et 62 à 80 €/MWh pour l´éolien terrestre selon la région. Les montants supérieurs ont été réservés pour des projets en Allemagne du sud. En revanche aucun facteur de qualité en fonction du site réel et du rendement n´est attribué.

Les montants d´adjudication varient entre 49,7 €/MWh (le plus bas retenu) et 56,1 €/MWh (le plus haut retenu) pour les projets photovoltaïques. Le montant moyen pondéré en fonction du volume s´élève à 53,3 €/MWh.

A partir de 2021 il est prévu d´intégrer les appels d´offres bi – technologiques aux appels d´offres d´innovation multi-technologiques. 

Appels d´offres biomasse

L´agence fédérale des réseaux a procédé comme les années précédentes à deux appels  d´offres en 2020. La participation est ouverte pour des nouvelles installations supérieures à 150 kW et maximales de 20 MW et des installations déjà existantes dont la durée de soutien restante est de 8 ans maximum (les offres pour les installations existantes peuvent être inférieures à 150 kilowatts, la taille maximale est également limitée à 20 MW).  La limite maximale de la rémunération de référence pour ces installations s´élève à 164 €/MWh contre 144,4 €/MWh pour des nouvelles installations. De cette façon, les installations existantes pourraient se voir accorder le droit à un soutien de 10 ans supplémentaires. Cependant, elles doivent dans ce cas répondre aux mêmes exigences de flexibilité que les nouvelles installations.

En 2020, les appels d´offres ont rencontré – comme les années précédentes – peu de succès auprès des soumissionnaires.

Le volume offert est avec 143 MW nettement inférieur au volume appelé de 336 MW. Le volume finalement retenu par l´agence fédérale des réseaux de 119 MW est encore plus bas suite à l´exclusion de certaines offres en raison d’erreurs formelles (voir figure 5).

Fig 5 biomasse volume
Fig. 5 : Volumes (en MW) des appels d´offres biomasse de 2020

Le montant d´adjudication moyen pondéré en fonction du volume varie entre 139,9 et 148,50  €/MWh (voir figure 6).

Fig 6 biomasse montants_1
Figure 6 : Résultats d´appels d´offres biomasse de 2020 – Rémunérations de référence retenues

Le délai de réalisation à partir de la date de publication des résultats des appels d´offres est limité à 24 mois.

Appels d´offres éoliennes offshore

Aucun appel d´offres n’a eu lieu en 2020.

Appels d´offres transfrontaliers pour des installations photovoltaïques au sol et éolien terrestre

Aucun appel d´offres n’a eu lieu en 2020. Jusqu’à présent, un seul appel d’offres de cette nature a été organisé entre l’Allemagne et le Danemark en 2016.

Appels d´offres d´innovation multi-technologiques

L’Allemagne comme la France recourent au dispositif des appels d’offres d’innovation qui repose sur les lignes directrices de l’Union européenne /7/.

Le gouvernement a adopté le décret sur la mise en œuvre d´appels d’offres d´innovation en octobre 2019 /8/. Avec les dispositions de la loi EEG 2017 cette ordonnance constitue la base de ce type d’appels d’offres organisés par l’Agence fédérale allemande des réseaux. 

L´idée est d´encourager des projets combinant plusieurs technologies d’énergie renouvelable capables d´apporter une amélioration à la stabilité du système électrique : par exemple combinaison d’une installation photovoltaïque et/ou d’une installation éolienne terrestre avec un système de stockage d´énergie. La conception technique des systèmes combinés doit permettre de fournir une réserve secondaire positive pour au moins 25 % de la puissance installée.

Ce nouveau type d´appel d´offres vise aussi à tester de nouvelles modalités de rémunération conduisant à une plus grande concurrence et à un meilleur service pour le système électrique. Les projets retenus reçoivent en sus des revenus du marché un complément de rémunération fixe sur vingt ans, indépendamment de la variation du prix du marché. En revanche pendant les périodes de prix négatifs sur le marché, la rémunération fixe est suspendue.

De plus les systèmes combinés ont été également éligibles pour l´appel d´offres en 2020 des éoliennes terrestres et installations photovoltaïques à partir d’une puissance de 751 kW, centrales biomasse à partir d’une puissance de 150 kW et centrales biomasse existantes. La puissance des installations combinant plusieurs technologies doit être supérieure à 750 kW. En revanche il n’y a pas de taille minimale imposée pour les différentes composantes des systèmes combinés.

Le volume appelé du premier appel d´offres d´innovation multi-technologiques en 2020 a été de 650 MW compte tenu du fait qu´aucun appel d´offres n’a été effectué en 2019 /7/.

Le complément de rémunération a été plafonné à 30 €/MWh pour les installations individuelles d´éoliennes terrestres, solaires ou biomasse et s´élève à maximum 75 €/MWh pour les projets combinant plusieurs technologies ou des installations de production adossées à des solutions de stockage d´énergie.

Le volume appelé de 650 MW a été avec un volume offert de 1095 MW largement sursouscrit. Au total des projets d’un volume de 677 MW ont été attribués dont 394 MW pour 28 installations combinant plusieurs technologies.  27 projets étaient des combinaisons de centrales solaires avec des dispositifs de stockage d´énergie, le projet restant combinant éoliennes terrestres et dispositifs de stockage.

Le complément de rémunération fixe attribuée à des installations individuelles (éoliennes terrestres et photovoltaïque à partir de 750 kW) se situe entre 9,6 et 30 €/MWh. Le montant moyen pondéré dans ce segment s´élève à 26,5 €/MWh. Pour les installations combinant plusieurs technologies, le complément de rémunération attribuée se situe entre 19,4 à 55,2 €/MWh. Le montant moyen pondéré dans ce segment est de 45 €/MWh.

En raison des conditions de rémunération différentes – le complément de rémunération est fixe et ajouté aux revenus du marché – les résultats ne sont pas comparables avec ceux des autres appels d’offres spécifiques à une technologie où le complément de rémunération est variable.

Pour les systèmes combinés, le délai de réalisation standard est de 30 mois (au cours de cette période, au moins deux composants doivent être mis en service), les délais de réalisation des autres projets sont fonction des dispositions de la loi EEG (pour l’éolien terrestre : 30 mois).

Conclusion 

La figure 7  résume les résultats des appels d´offres de 2020 pour l´éolien terrestre, le photovoltaïque et la biomasse. Les valeurs indiquées correspondent à la rémunération de référence la plus basse et la plus élevée retenues pour chaque technologie.

Fig 7 Ergebnis AO 2020
Figure 7 : Résultats des appels d´offres de 2020 – Rémunérations de référence les plus basses et les plus élevées retenues

L´introduction des appels d´offres a eu un effet important sur le tarif de soutien des énergies renouvelables. Le photovoltaïque démontre sa compétitivité par rapport aux autres technologies.

La biomasse est la plus coûteuse. En revanche il s´agit d´un moyen pilotable contrairement aux énergies fatales (solaire et éolien) qui nécessitent toujours des technologies complémentaires soit le stockage d’électricité de masse soit des capacités de centrales conventionnelles backup pour assurer la sécurité d´approvisionnement.

Références

/1/ Bundesnetzagentur (2020), Ausschreibungen für EE- und KWK-An­la­gen, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Ausschreibungen/Ausschreibungen_node.html

/2/ Allemagne-Energies (2020) Retour d´expérience des appels d´offres en 2017 et 2019 selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017), en ligne : https://allemagne-energies.com/2020/01/11/retour-dexperience-des-appels-doffres-de-2017-a-2019-selon-la-loi-sur-les-energies-renouvelables-de-2017-eeg-2017/

/3/ Allemagne-Energies (2020) Énergies renouvelables : de nombreux défis, en ligne : https://allemagne-energies.com/energies-renouvelables/

/4/ FA Wind (2020) Analyse der Ausbausituation der Windenergie an Land im Herbst 2020, en ligne : https://www.fachagentur-windenergie.de/fileadmin/files/Veroeffentlichungen/Analysen/FA_Wind_Zubauanalyse_Wind-an-Land_Herbst_2020.pdf

/5/ BMWi (2019) Bundeswirtschaftsministerium legt Arbeitsplan zur Stärkung der Windenergie an Land vor, Communiqué de presse du 7 octobre 2019, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2019/20191007-bmwi-legt-arbeitsplan-zur-staerkung-der-windenergie-an-land-vor.html

/6/ OFATE (2019) Liste de mesures pour renforcer le développement de l’éolien terrestre, Office franco-allemand pour la transition énergétique, en ligne : https://energie-fr-de.eu/fr/energie-eolienne/actualites/lecteur/liste-de-mesures-pour-renforcer-le-developpement-de-leolien-terrestre.html.

/7/ OFATE (2020), Les appels d’offres Innovation en France et en Allemagne, Cadre juridique et retours d’expérience, Décembre 2020, en ligne : https://energie-fr-de.eu/fr/systemes-marches/actualites/lecteur/memo-sur-les-appels-doffres-innovation-en-france-et-en-allemagne.html

/8/ BMWi (2019) Verordnung zu den Innovationsausschreibungen und zur Änderung weiterer energiewirtschaftlicher Verordnungen, 16.10.2019, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/verordnung-zu-den-innovationsausschreibungen-und-zur-aenderung-weiterer-energiewirtschaftlicher-verordnungen.html

/9/ Bundesnetzagentur (2020) Ergebnisse  der  Ausschreibungen zum Gebotstermin 1. September 2020, communiqué de presse du 30.9.2020, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2020/20200930_GemeinsameSolarWind.pdf?__blob=publicationFile&v=2

/10/ Bundesnetzagentur (2020) Ergebnisse der Ausschreibungen zum Gebotstermin 1. Dezember 2020, communiqué de presse du 21.12.2020, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2020/20201221_WindSolar.html?nn=265778

Résultat du premier appel d´offres sur la sortie des centrales à houille et petites centrales à lignite inférieures à 150 MW – presque 4,8 GW de centrales à charbon seront arrêtées

Temps de lecture : 6 minutes

L´Allemagne encourage la fermeture anticipée de centrales à houille et de petites centrales alimentées au lignite (d’une production inférieure à 150 MW) au moyen d’appels d’offres afin d‘indemniser les entreprises qui quittent le marché précocement

Le premier appel d’offres a reçu un accueil favorable de la part des énergéticiens. Selon le communiqué de presse du 1er décembre 2020 de l´Agence fédérale des réseaux, 11 offres ont été acceptées, pour un volume total de 4788 MW. Le coût total des primes d’arrêt à verser aux exploitants s’élève à environ 317 millions d’Euros.

À partir du 1er janvier 2021, les exploitants d’une centrale ayant obtenu le droit à une prime d´arrêt ne seront plus autorisés à offrir leur électricité sur le marché.

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Centrale à houille Heyden en Rhénanie du Nord Westphalie, puissance nette 875 MW, mise en service 1987, source Uniper Kraftwerke GmbH

Selon la loi sur la sortie progressive des centrales à houille et à lignite (Kohleausstiegsgesetz) 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.

Pour les centrales à lignite existe un calendrier détaillé de fermeture annexé à la loi, c´est-à-dire des dates précises sont affichées pour la mise hors service de ces centrales /1/.

Pour les centrales à houille et les petites centrales à lignite inférieures à 150 MW ne figurant pas dans le calendrier de fermeture cité ci-dessus, la loi prévoit que la réduction de capacité sera mise en œuvre à l’aide d’enchères.

Le mécanisme d’appels d’offres est conçu de telle sorte que l’Allemagne devrait pouvoir éliminer du marché le volume d’émissions de CO2 le plus important au coût le plus bas, tout en évitant la fermeture des centrales qui sont essentielles pour la stabilité du réseau. La prime d’arrêt maximale octroyée par MW de puissance nette installée est plafonnée et dégressive pour inciter à la soumission précoce des offres.

Au total, sept appels d’offres sont prévus par l´Agence fédérale des réseaux entre 2020 et 2023, qui concerneront la fermeture de ces centrales, tous les ans jusqu’en 2026. Le huitième appel d’offres initialement prévu pour une fermeture en 2027 est abandonné après discussion avec la Commission européenne en matière d’aides d’État /2/.

Les centrales à houille restantes après le dernier appel d’offres feront l’objet d’une fermeture par ordonnance sans compensation. Il n´existe donc pas un calendrier de fermeture précis mais on vise une réduction linéaire de la puissance installée des centrales à houille entre 2022 (max 15 GW), 2030 (max. 8 GW) et 2038 (0 GW).

En août 2020 / 4/, l´Agence fédérale des réseaux a lancé le premier appel d’offres (date limite : 1er septembre 2020) pour l’arrêt des centrales à houille et des petites centrales au lignite inférieures à 150 MW pour une puissance installée de 4 000 MW (prix plafond : 165 000 €/MW).

Les centrales à houille dans le Sud de l´Allemagne (au sud du Main) ont été exclues de la participation au premier appel d’offres. Compte tenu du retard sur le développement du réseau de transport, l´arrêt des centrales à houille dans cette région présenterait un risque pour la sécurité du réseau du Sud de l´Allemagne, où réside une partie importante de l’industrie et donc de la consommation électrique.

Après approbation de la Commission européenne en matière d’aides d’État en novembre 2020 /2/, /3/ l’appel d’offres a été mené à bien et les adjudications ont été attribuées comme prévues.

Résultats du premier appel d’offres

Le premier appel d’offres a reçu un accueil favorable de la part des énergéticiens. Le volume soumissionné de 4 GW a été clairement sursouscrit. Selon l´Agence fédérale des réseaux /5/, 11 offres ont été acceptées, pour un volume total de 4 788 MW. La plus grande offre acceptée a une puissance unitaire de 875 MW et la plus petite de 3,6 MW (voir figure)

Les montants d´adjudication des offres retenues varient de 6 047 à 150 000 Euros par MW, chaque soumissionnaire retenu se voyant attribuer un contrat à hauteur de la valeur de son offre individuelle. Le montant moyen d´adjudication, pondéré en fonction du volume, s´élève à 66 259 Euros par MW. La forte concurrence a donc comprimé les montants d´adjudication bien en dessous du prix plafond de 165 000 Euros par MW. L’attribution du contrat dépend non seulement de l’offre monétaire, mais aussi du volume d’émissions de CO2 éliminé.  Le coût total des primes d’arrêt à verser aux exploitants s’élève à environ 317 millions d’Euros.

Les exploitants ne seront plus autorisés à commercialiser sur le marché la production générée par l´utilisation du charbon à partir du 1er janvier 2021. Leurs centrales seront mises en réserve en attentant que les gestionnaires de réseau de transport vérifient leur importance systémique. Si le résultat est négatif, le § 51 de la loi sur la sortie du charbon interdit de brûler de la houille ou du lignite dans la centrale 7 mois après l´adjudication (mi-2021). Si le résultat est positif, les centrales concernées resteront en réserve stratégique. Cela signifie que l´exploitant ne pourra plus vendre d’électricité sur le marché, mais sera rémunéré afin que la centrale reste disponible pour la stabilisation du réseau en cas de besoin.

Le prochain appel d´offres aura lieu en janvier 2021 (volume de 1 500 MW, prix plafond : 155 000 €/MW).

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Figure : Situation géographique des centrales à houille et lignite (< 150 MW) qui seront arrêtées fin 2020 selon /5/

Références

/1/ Allemagne-Energies (2020) La sortie du charbon coûtera 50 Mrds d´Euros – le Conseil des ministres allemand approuve le projet de loi (Kohleausstiegsgesetz) le 29 janvier 2020. En ligne : https://allemagne-energies.com/2020/02/03/la-sortie-du-charbon-coutera-50-milliards-deuros-le-conseil-des-ministres-allemand-approuve-le-projet-de-loi-kohleausstiegsgesetz-le-29-janvier-2020/

/2/ BMWi, BMU (2020) Europäische Kommission genehmigt Steinkohle-Ausstieg, Gemeinsame Pressemitteilung mit dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie und dem Bundesministerium der Finanzen vom 25.11.2020, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2020/11/20201125-europaeische-kommission-genehmigt-steinkohle-ausstieg.html

/3/ Commission européenne (2020) Aides d’État: la Commission autorise un mécanisme d’appels d’offres concurrentiels destiné à compenser la fermeture anticipée de centrales au charbon en Allemagne, communiqué de presse 25.11.2020, en ligne : https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_20_2208

/4/ BNetzA (2020) Bundesnetzagentur startet Ausschreibungen zum Kohleausstieg, Communiqué de presse du 04.08.2020, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2020/20200804_KohleAusschreibung.html?nn=265778

/5/ BNetzA (2020) Ergebnisse der ersten Ausschreibung zur Reduzierung der Kohleverstromung, Communiqué de presse du 01.12.2020, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2020/20201201_Kole.html?nn=265778

Sortie du nucléaire : la Cour Constitutionnelle allemande demande au gouvernement de modifier la loi Atomique dans les plus brefs délais afin d’éliminer les entorses aux droits fondamentaux

Texte mis à jour : 12.03.2021

Temps de lecture : 7 minutes

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Centrale de Mülheim-Kärlich (source RWE), réacteur à eau pressurisée, 1300 MWe, en arrêt provisoire depuis 1988 après seulement 13 mois de fonctionnement en raison des contentieux juridiques. Un quota d´électricité de 107 TWh a été accordé à RWE dans le cadre de la loi Atomique de 2002 pour report vers d´autres centrales nucléaires. En contrepartie, RWE s’est engagée à fermer définitivement la centrale.

La Cour Constitutionnelle allemande de Karlsruhe a publié en novembre 2020 son jugement de fin septembre 2020 /1/ selon lequel le 16e amendement à la loi Atomique de juillet 2018 est inapplicable et entaché d’irrégularités formelles.

Selon la Cour Constitutionnelle, le 16e amendement n’est jamais entré en vigueur car une condition préalable n´a pas été remplie, à savoir la procédure de contrôle des aides d´État de la Commission européenne ne s’est pas déroulée correctement.

De plus le mécanisme de compensation des électriciens a été jugé insuffisant. Le groupe suédois Vattenfall s’estimait en effet lésé par ce mécanisme de compensation et avait porté l’affaire en justice.

Par conséquent, la Cour Constitutionnelle demande au législateur de modifier la loi Atomique dans les plus brefs délais afin d’éliminer les entorses aux droits fondamentaux déjà identifiées lors du jugement de décembre 2016 au sujet du 13e amendement à la loi Atomique de 2011.

Update : Le gouvernement allemand a conclu un accord avec les exploitants nucléaires sur le mécanisme d´indemnisation en mars 2021, voir ici.

Le gouvernement allemand doit revoir son mécanisme d’indemnisation pour les pertes d´exploitation suite à l’arrêt immédiat des 8 réacteurs en 2011 (13e amendement à a loi Atomique de 2011) par rapport aux quotas d’énergie accordés dans le cadre de la loi Atomique de 2002. Le mécanisme d´indemnisation s’applique aux exploitants nucléaires Vattenfall (centrales de Krümmel et Brunsbüttel) et RWE (centrale de Mülheim-Kärlich). E.ON est dans un cas différent, disposant de la possibilité de consommer son quota dans ses centrales nucléaires encore en service.

Le jugement de la Cour Constitutionnelle a des conséquences de grande portée.

Pour l’État, la résolution de la haute juridiction de Karlsruhe est très embarrassante. Après tout, cela montre l’incapacité du gouvernement fédéral à rendre la sortie du nucléaire parfaitement sûre sur le plan juridique.

Dans un communiqué de presse Mme Svenja Schulze,  Ministre fédérale de l’Environnement, de la Protection de la nature et de la Sécurité nucléaire fait savoir /2/ que le gouvernement fédéral respecte bien sûr le jugement et modifiera « dans un délai convenable » la loi Atomique dans le sens du jugement de la Cour Constitutionnelle.

La ministre souligne que le jugement ne concerne pas la sortie du nucléaire d´ici 2022  qui n´a pas été remise en question par la Cour Constitutionnelle en 2016. Il s’agit seulement « d’une question marginale : la réglementation de certaines demandes d’indemnisation éventuelles par les exploitants de centrales nucléaires ».

En revanche, les retombées économiques du jugement sont limitées. Selon les estimations du Ministère fédéral de l’environnement, les pertes de recettes des exploitants nucléaires RWE et Vattenfall représentent un montant inférieur à un milliard d´Euros. Les montants définitifs d’indemnisation doivent être calculés après 2022, lorsque tous les réacteurs auront été mis à l’arrêt car les quotas non consommés ne seront connus qu´à ce moment-là.

Néanmoins, cette décision est une bonne nouvelle pour les énergéticiens. Seul le groupe suédois Vattenfall s’estimait lésé par ce mécanisme de compensation et avait porté l’affaire en justice. Mais RWE a également salué la décision de la Cour de Karlsruhe et espère maintenant avoir son droit renforcé à une indemnisation de l’État ou pouvoir vendre ses quotas résiduels d´électricité à un prix équitable.

Information de fond

Le 13e amendement d´août 2011 à la loi Atomique a entériné la fermeture immédiate et définitive de huit réacteurs (capacité nette de ~ 8 400 MW). Les neuf réacteurs restants seront arrêtés progressivement (introduction des dates butoirs de fermeture). Les trois derniers réacteurs seront arrêtés fin 2022 /3/.

Le 13e  amendement ne prévoit aucune compensation pour les pertes de recettes par rapport aux quotas d’énergie accordés dans le cadre de la loi Atomique de 2002. RWE, E.ON et Vattenfall ont déposérecours auprès de la Cour Constitutionnelle pour inconstitutionnalité du 13e amendement à la loi Atomique.

En décembre 2016, la Cour Constitutionnelle a rendu un jugement selon lequel les électriciens sont en droit d’exiger une indemnisation pour les pertes d´exploitation par rapport aux quotas d’énergie accordés dans le cadre de la Loi Atomique de 2002. Celle-ci attribuait un quota (en térawattheure) à produire par réacteur. La loi Atomique de 2011 a rendu impossible la production de ces quotas, notamment ceux accordés aux centrales nucléaires de Vattenfall (Krümmel et Brunsbüttel) et de RWE (Mülheim-Kärlich)

En revanche la Cour Constitutionnelle ne remet pas en question la sortie du nucléaire d’ici 2022.

Pour la mise en œuvre du jugement, le législateur a adopté le 16e amendement à la loi Atomique en juillet 2018.  Cependant, le 16e amendement à la loi Atomique n’était pas conforme à cet objectif, comme l’a déterminé la plus haute instance constitutionnelle /1/.

Selon la Cour Constitutionnelle, le 16e amendement n’est jamais entré en vigueur car une condition préalable n´a pas été remplie, à savoir la procédure de contrôle des aides d´État de la Commission européenne ne s’est pas déroulée correctement. Il n’y a pas eu de notification juridiquement contraignante de la Commission européenne sur cette question, mais seulement une évaluation non contraignante (« Comfort Letter »), qui, contrairement à l’avis du gouvernement, ne remplit pas les conditions de modalité d’entrée en vigueur de l´amendement.

Le 16e amendement était apparemment imprécis. La Direction générale de la concurrence de la Commission européenne a fait savoir que ses services ont supposé qu’aucune notification formelle au titre de l’article 108 (3) du Traité sur le fonctionnement de l’Union européenne n’était nécessaire en ce qui concerne le 16e amendement à la loi Atomique.

De plus le mécanisme de compensation des électriciens a été jugé insuffisant par la haute juridiction de Karlsruhe. Le groupe suédois Vattenfall s’estimait en effet lésé par ce mécanisme de compensation et avait porté l’affaire en justice.

Vattenfall et RWE ont été soumis à des contraintes. Le gouvernement a exigé que les énergéticiens fassent tous les efforts nécessaires pour vendre la quantité d’électricité résiduelle à leurs concurrents. Ce n’est que s’ils n’y parviennent pas qu’ils auront droit à une indemnisation de l´État. En fait, seule PreussenElektra GmbH, une filiale d´E.ON, aurait pu être considérée comme un acheteur potentiel qui aurait probablement essayé de baisser le prix de vente. Si les entreprises Vattenfall et RWE rejetaient l’offre, l’État pourrait les accuser de ne pas faire suffisamment d’efforts pour vendre leur quantité d’électricité résiduelle – et refuser l´indemnisation par l´État.

La haute juridiction de Karlsruhe a jugé ceci anticonstitutionnel. Au moment de l’action, les électriciens concernés ne peuvent pas savoir quelles conditions de transfert ils doivent accepter, et les modalités d’indemnisation actuelles leur imposent soit d’accepter des conditions de vente de leur quota résiduel potentiellement inacceptables, soit de prendre le risque de se retrouver sans indemnisation de l´État. Ainsi, le 16e amendement ne prévoyait pas de modalités d’indemnisation adéquates au sens du jugement de la Cour Constitutionnelle de décembre 2016.

Par conséquent, la Cour Constitutionnelle demande au législateur de revoir la loi Atomique dans les plus brefs délais afin d’éliminer les entorses aux droits fondamentaux déjà identifiées lors du jugement de 2016 au sujet du 13e amendement de 2011.  Pour l’instant, il n’y a pas de date butoir pour la modification de la loi.

Outre la procédure juridique engagée en Allemagne, le groupe suédois Vattenfall réclame plus de 6 milliards d’Euros intérêts compris à l’Etat allemandpour l’arrêt de Krümmel et Brunsbüttel devant le CIRDI (Centre international pour le règlement des différends relatifs aux investissements), tribunal d’arbitrage de la Banque Mondiale situé à Washington /3/.

Le jugement du CIRDI était initialement attendu en 2018 mais, suite aux tentatives infructueuses du gouvernement allemand de disqualifier les 3 juges du CIRDI pour partialité, la procédure a été retardée.

Références

/1/ BverfG (2020) 16. Atomgesetz-Novelle vom 10. Juli 2018 nicht in Kraft getreten; Gesetzgeber bleibt zur Neuregelung verpflichtet. Communiqué de presse n° 98/2020 du 12.11.2020. Bundesverfassungsgericht. En ligne : https://www.bundesverfassungsgericht.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2020/bvg20-098.html.

/2/ BMU (2020) Beschluss des Bundesverfassungsgerichts zum Sechzehnten Gesetz zur Änderung des Atomgesetzes, Communiqué de presse n° 202/20 du 12.11.2020, BMU – Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit. En ligne : https://www.bmu.de/pressemitteilung/beschluss-des-bundesverfassungsgerichts-zum-sechzehnten-gesetz-zur-aenderung-des-atomgesetzes/

/3/ Allemagne-Energies (2020) Rapide historique de la sortie du nucléaire en Allemagne, en ligne : https://allemagne-energies.com/sortie-du-nucleaire/

Allemagne : Le plafonnement de la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques à 65 €/MWh en 2021 nécessite une subvention de l´État de 10,8 milliards d’Euros

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Parc éolien en Mer du Nord « Nordsee Ost » (source RWE)

Temps de lecture : 6 minutes

  • La charge de soutien aux énergies renouvelables électriques (EEG-Umlage) a été plafonnée à 65,00 €/MWh en 2021 (2020 : 67,56 €/MWh) grâce à la subvention de l´Etat de 10,8 milliards d’Euros
  • Sans cette subvention la charge de soutien s´élèverait à plus de 96 €/MWh Principale raison : la baisse du prix du marché et de la consommation d’électricité (principalement due à la crise sanitaire du Coronavirus)
  • La charge de soutien au développement des réseaux offshore (Offshore – Netzumlage) s’élève à 3,95 €/MWh en 2021 en légère baisse par rapport à l’année précédente (2020 : 4,16 €/MWh)

Le gouvernement allemand a fixé la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques (EEG-Umlage) à 65 €/MWh en 2021 /1/. Ce plafonnement a été possible grâce à une subvention de l´État de 10,8 milliards d´Euros /2/. La subvention fédérale sera alimentée par les recettes supplémentaires provenant de la « taxe carbone » en vigueur dès 2021 / 3 / pour toutes les émissions de CO2 en Allemagne générées par l’utilisation des combustibles dans les secteurs non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émission et le plan de relance économique que le gouvernement fédéral a adopté mi – 2020. Sans cette subvention fédérale, la charge de soutien s´élèverait à 96,51 €/MWh en 2021 donc en forte hausse par rapport à 2020 (67,56 €/MWh), selon les quatre gestionnaires de réseaux de transport allemands 50Hertz, Amprion, TenneT et TransnetBW /4/.

La principale raison de cette hausse, évitée grâce à la subvention fédérale, est la baisse du prix sur le marché spot, notamment suite à l’effondrement de la consommation d’électricité dû à la crise sanitaire du coronavirus. Selon les experts, la consommation nette d’électricité en Allemagne serait en 2020 inférieure d’environ 8 % par rapport à la prévision initiale de consommation pour 2020.

Dans le même temps, la charge de soutien au développement des réseaux offshore (Offshore – Netzumlage) pour l’année 2021 a été publiée par les gestionnaires de réseaux de transport allemands. La charge est avec 3,95 €/MWh en légère baisse par rapport à l’année précédente (2020 : 4,16 €/MWh). Elle comprend les coûts de construction du réseau offshore en mer du Nord et en mer Baltique ainsi que les paiements d’indemnisation aux exploitants de parcs offshore en raison d´interruptions ou de retards de connexion au réseau. Pour 2021, le montant s´élève à environ 1,4 milliards d’Euros avec déduction des provisions non utilisées en 2020.

Calcul de la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques (EEG-Umlage) pour 2021

Le calcul de la charge de soutien est basé sur les prévisions de la production d’électricité à partir des énergies renouvelables, le prix de rémunération que les exploitants des installations d´énergies renouvelables reçoivent ainsi que les recettes de la vente de l´électricité au marché.

Les gestionnaires de réseaux de transport s’attendent à une augmentation de la capacité d’énergie renouvelable de 5,1 GW en 2021 notamment dûe à une croissance renforcée du photovoltaïque. Comme les années précédentes, on prévoit un développement de l’éolien terrestre plutôt faible et en retard sur les objectifs annuels. La production d’électricité à partir d’énergies renouvelables augmentera d´environ 3 TWh par rapport au pronostic pour 2020.

Les gestionnaires de réseaux de transport prévoient une indemnisation totale d´environ 34 milliards d’Euros pour les exploitants d’énergies renouvelables en 2021. Après déduction des recettes prévues de commercialisation de l’électricité verte au marché, en baisse de 22,3 % par rapport aux prévisions pour 2020 et compte tenu de coûts et recettes diverses, le déficit s´élève à environ 26,4 milliards d’euros en 2021.

Il s´ajoute

  • la réserve de liquidité (Liquiditätsreserve) d´environ 2,65 milliards d´Euros permettant aux gestionnaires des réseaux d’amortir les fluctuations sur le « compte EEG » liées aux incertitudes sur les indemnités à payer aux exploitants d´énergies renouvelables
  • la compensation du déficit du compte EEG d´environ 4,1 milliards d´Euros suite à la baisse des recettes en 2020 (le prix de l´électricité sur le marché est environ 38% inférieur au pronostic utilisé pour le calcul de la charge de soutien en 2020)

Donc au total un montant de 33,1 milliards d´Euros doit être couvert par la charge de soutien, laquelle sera réduite à 22,3 milliards d´Euros grâce à la subvention de l´Etat.

La figure 1 montre la répartition de la charge de soutien aux énergies renouvelables en 2021. Comme dans le passé, le photovoltaïque constitue la part la plus élevée de la charge de soutien.

Fig 1 EEG 2021
Figure 1 : Répartition des charges de soutien aux énergies renouvelables en 2020 hors TVA

La figure 2 montre l´évolution des charges de soutien aux énergies renouvelables entre 2010 et 2022. En 2022 la charge sera plafonnée à 60 €/MWh grâce aux subventions de l´État.

Fig 2 EEG 2010_2022
Figure 2 : Évolution des charges de soutien aux énergies renouvelables entre 2010 et 2022 hors TVA

Selon la fédération allemande du secteur de l’énergie et de l’eau /5/, les ménages supportent la majeure partie (35 %) de la charge de soutien aux énergies renouvelables, suivis par l’industrie non privilégiée (25 %). L´industrie électro-intensive est protégée sous forme d´un dégrèvement partiel au soutien des énergies renouvelables. La part restante est principalement supportée par les artisans, commerce et service ainsi que les administrations (voir figure 3)

Aufteilung EEG - Umlage_1
Figure 3 : Contribution des consommateurs à la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques

Le plafonnement décidé de la charge de soutien conduit à des prix de l´électricité globalement constants pour le consommateur final dans les deux prochaines années.  

Une réduction du prix de l´électricité dans les années à venir en raison des recettes croissantes de la taxe carbone dépend non seulement de la part « fiscalité » mais aussi de l’évolution des autres composantes du prix, à savoir la part « fourniture » comprenant les coûts de production et commercialisation de l’électricité, la part « acheminement » (transport et distribution).

Notamment le tarif d´utilisation du réseau est en hausse depuis des années en raison de :

  • la dérive des coûts d´investissement pour la modernisation du réseau de transport afin d’y intégrer les énergies renouvelables,
  • la hausse importante des coûts de stabilisation du réseau provoquée par l´augmentation de la production d´énergies renouvelables intermittentes.

Références

/1/ BNetzA (2020) EEG-Umlage 2021 beträgt 6,500 ct/kWh, communiqué de presse du 15.10.2020, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2020/20201015_EEGUmlage.pdf?__blob=publicationFile&v=2

/2/ BMWi (2020) Altmaier: „Die EEG-Umlage 2021 sinkt – Entlastung aus dem Konjunkturpaket wird umgesetzt“, communiqué de presse du 15.10.2020, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2020/10/20201015-altmaier-die-eeg-umlage-2021-sinkt-entlastung-aus-dem-konjunkturpaket-wird-umgesetzt.html

/3/ Allemagne-Energies (2020) L’Allemagne instaure la « taxe carbone » à partir de 2021 dans les secteurs non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émission, en ligne : https://allemagne-energies.com/2020/10/10/lallemagne-instaure-la-taxe-carbone-a-partir-de-2021-dans-les-secteurs-non-couverts-par-le-systeme-europeen-dechange-de-quotas-demission/

/4/ Plateforme d´information des 4 gestionnaires des réseaux de transport en Allemagne (2020) : EEG-Umlage 2021, en ligne : https://www.netztransparenz.de/EEG/EEG-Umlagen-Uebersicht/EEG-Umlage-2021

/5/ BDEW (2020) BDEW-Strompreisanalyse, en ligne : https://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/bdew-strompreisanalyse/

Le baromètre 9/2020 de McKinsey – COVID – 19 : Frein ou accélérateur de la transition énergétique ?

Temps de lecture : 9 minutes hors annexe

Bien que le confinement au premier semestre 2020 ait donné un bref répit au changement climatique, la transition énergétique allemande (Energiewende) est néanmoins ralentie par la lutte contre la pandémie. Le développement de l´éolien terrestre et du réseau de transport ne progresse pas, et le nombre d’emplois dans les énergies renouvelables est en baisse. Le baromètre actuel (septembre 2020) de McKinsey de la transition énergétique montre que 8 des 15 indicateurs sont encore réalisables bien que pour 3 indices la réalisation semble incertaine. Pour 2 indicateurs il y a un besoin d’ajustement et pour 5 indicateurs, la réalisation des objectifs est « irréaliste ».

Photo Energiewende-Index Mc Kinsey

Depuis 2012 McKinsey publie un baromètre semestriel pour analyser 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 en permanence jusqu’à maintenant 15 indicateurs sous l’angle de leur progression vers les objectifs prévus pour la transition énergétique /1/, /2/. L´avancement des indicateurs est décrit en détail dans l´annexe.

COVID-19 – Amplificateur de freinage pour la transition énergétique

Même avant la pandémie, la transition énergétique était déjà en perte de vitesse, par exemple en ce qui concerne le développement des énergies renouvelables ou les investissements dans les technologies durables. La crise sanitaire a renforcé cette tendance négative : au premier semestre 2020, une capacité éolienne de seulement 810 MW a été installée, dont 591 MW d´éolien terrestre et 219 MW d´éolien maritime. Bien que cela représente 50 % de plus que le niveau historiquement bas des nouvelles constructions à la même période l’année dernière, ce n’est que la moitié de la capacité ajoutée au cours du premier semestre 2018. De plus, les nouvelles implantations d´éolien terrestre sont contrebalancées par le démantèlement d’une capacité de 84 MW au cours du premier semestre 2020 /3/, /4/.

Malgré le fait que la part des énergies renouvelables à la consommation brute d’électricité a atteint 50% au premier semestre de 2020 /5/, la faiblesse des cours sur les marchés internationaux de l’énergie suite à la crise sanitaire a rendu l’utilisation des énergies conventionnelles plus attrayante et a ralenti la transition énergétique.

Fin mars, les prix du gaz étaient inférieurs d’un quart et de la tonne CO2 d’un tiers à ceux du début de l’année.

Au cours du premier semestre 2020 la consommation brute d’électricité a baissé de 5,7 % par rapport à la même période de 2019. Entre février et mai 2020, le prix spot de l’électricité s´est effondré /6/. Toutefois, à partir de septembre 2020 un redressement du prix spot moyen est observé, le prix étant plus élevé qu´en septembre 2019 (voir figure 1).

Fig 1 _prix spot 2019_2020
Figure 1 : Evolution des prix spot moyens de l´électricité selon /6/

Une réduction des émissions de gaz à effet de serre d´environ 30% nécessaire d´ici 2030

L´objectif de l’Allemagne est une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40 % d´ici 2020 et de 55 % à l’horizon de 2030 par rapport à 1990.

Conformément aux objectifs, le gouvernement allemand prévoit une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40% d´ici fin 2020 et de 55% d’ici 2030 par rapport à 1990.

Dans l’état actuel des choses, cela signifie qu’il faudrait encore économiser 30 % de gaz à effet de serre et passer de 805 Mt CO2éq en 2019 à 563 Mt CO2éq en dix ans.

Selon les premières estimations, entre la mi-mars et la fin avril, les émissions quotidiennes en Allemagne ont été temporairement jusqu’à 26 % inférieures à celles de l’année précédente ; 15 à 20 Mt CO2éq ont été économisées /2/. Si les émissions devaient rester à ce niveau en permanence, les objectifs climatiques seraient presque atteints d’ici 2030.  C´est irréaliste et serait associé à l´arrêt d´une très grande partie de l’économie. La réduction drastique des émissions au printemps suite à la pandémie n’a été possible que par une restriction tout aussi drastique de la vie socio-économique.

Cette baisse des émissions devrait donc rester temporaire et sera nettement inférieure sur l’année entière. Si l’économie se redresse rapidement, l’effet de la crise sanitaire pourrait même disparaître complètement.

Les « stimulations vertes » du plan de relance de l´économie sont positives mais insuffisantes

Une reprise économique rapide est une condition préalable essentielle pour surmonter les conséquences économiques de la pandémie. Pour soutenir ce processus, le gouvernement allemand a lancé un vaste plan de relance économique de 130 milliards d’euros en juin 2020.

Afin que la protection du climat ne soit pas mise de côté, le plan de relance contient également des « stimulations vertes » ainsi que des mesures visant à promouvoir l’innovation.

L’éventail des mesures concrètes va du développement de l’énergie solaire et éolienne à l’électrification des secteurs des transports et du chauffage & refroidissement, en passant par la promotion des technologies de l’hydrogène vert.

Selon M. McKinsey, les stimulations vertes du plan de relance soutiennent la protection du climat mais elles ne sont pas suffisantes pour accélérer suffisamment la réduction des émissions de gaz à effet de serre dans tous les secteurs.

Secteur énergétique

Jusqu’à présent, le secteur énergétique est le principal contributeur à la réduction des émissions des gaz à effet de serre.  D’ici 2030, le secteur doit économiser de l´ordre de 7 Mt CO2eq par an pour atteindre l’objectif sectoriel (175 Mt CO2éq). Si l’on considère l’évolution depuis 2010, les entreprises ont atteint et dépassé depuis longtemps ce taux de réduction. La sortie progressive du charbon contribuera à elle seule de manière significative à la réduction des émissions d’ici 2030. En outre, le cadre du plan de relance économique ouvre désormais la voie à un développement accru de l’énergie solaire et de l´éolien maritime. Toutefois, pour l´éolien terrestre – filière de production renouvelable la plus importante –  des efforts supplémentaires sont nécessaires pour atteindre l’objectif de 2030.

Secteur industriel

Les émissions du secteur industriel devraient être réduites de plus de 4 Mt CO2éq par an pour atteindre l´objectif de 140 Mt CO2éq en 2030. L’effort réel nécessaire est encore plus important si l’on considère que la croissance économique future augmentera encore les émissions. Depuis 2010 les émissions de l´industrie n’ont diminué que de 188,2 Mt (2010) à 187,6 Mt CO2éq (2019), voir figure 2 /7/.

En dehors de la promotion des technologies de l’hydrogène vert, le plan de relance économique ne prévoit pas encore d’incitations suffisantes pour la réduction des émissions dans le secteur industriel.

Secteur des transports

Le secteur des transports doit économiser plus de 6 Mt par an pour atteindre l´objectif de 95 Mt CO2éq en 2030. Jusqu’à présent, cependant, peu de progrès ont été observés. Au contraire : au cours de la dernière décennie, les émissions sont en fait passées de 153 Mt en 2010 à 163 Mt CO2éq en 2019. C’est là que le plan de relance économique du gouvernement pourrait faire accélérer  la mise en place de véhicules électriques et la création d’infrastructures de recharge.

Secteur bâtiment, chaleur & refroidissement

Par rapport au secteur des transports, l’objectif 2030 du secteur bâtiment, chaleur & refroidissement est avec 70 Mt CO2éq bien inférieur, ce qui conduit à un taux de réduction de 5 Mt CO2éq par an. Cependant, entre 2010 et 2019 la réduction d’émissions n´a même pas atteint les 27 Mt CO2éq. Il y a encore beaucoup de rattrapage à faire. Malgré les subventions gouvernementales, la grande percée en termes de rénovation de bâtiments n’a pas encore eu lieu. Le taux de rénovation stagne à environ 1 % par an, alors qu’il faudrait au moins 1,5 % pour atteindre les objectifs climatiques de 2030. Dans ce secteur en particulier, l’Allemagne a perdu un temps précieux au cours de la dernière décennie.

Fig 2_Emissions par secteur 2010_2030

Annexe : Baromètre semestriel de septembre 2020 : vue d’ensemble des indicateurs

Augmentation de la part des énergies renouvelables, diminution des émissions de gaz à effet de serre : à première vue, le bilan actuel de la transition énergétique est assez positif. Mais, à y regarder de près, il faudrait agir dans de nombreux domaines. Le baromètre actuel (septembre 2020) de McKinsey de la transition énergétique montre que 8 des 15 indicateurs sont encore réalisables bien que pour 3 indices la réalisation semble incertaine. Pour 2 indicateurs il y a un besoin d’ajustement et pour 5 indicateurs, la réalisation des objectifs est « irréaliste ».

Annexe Indicateurs realise_1
Tableau 1 : Indicateurs dont la réalisation semble réaliste

Annexe Indicateurs realise_11
Tableau 1 suite

Annexe Indicateurs realise_2
Tableau 2 : Indicateurs dont la réalisation est incertaine

Annexe Indicateurs realise_3
Tableau 3 : Indicateurs demandant un ajustement

Annexe Indicateurs realise 4
Tableau 4 : Indicateurs dont la réalisation semble irréaliste

Annexe Indicateurs realise 41
Tableau 4 suite

Références

/1/ McKinsey (2020), Energiewende-Index, Septembre 2020, en ligne : https://www.mckinsey.de/branchen/chemie-energie-rohstoffe/energiewende-index

/2/ McKinsey (2020), T. Vahlenkamp et al., COVID-19: Bremser oder Beschleuniger der Energiewende? Energiewirtschaftliche Tagesfragen 70. Jg. (2020) Heft 9, en ligne : https://www.mckinsey.de/~/media/mckinsey/locations/europe%20and%20middle%20east/deutschland/news/presse/2020/2020-09-03%20energiewende-index/et_ewi_september%202020.pdf

/3/ Deutsche Windguard (2020), Status des Offshore-Windenergieausbaus in Deutschland, Erstes Halbjahr 2020, en ligne : https://www.windguard.de/id-1-halbjahr-2020.html

/4/ Deutsche Windguard (2020), Status des Windenergieausbaus an Land in Deutschland, Erstes Halbjahr 2020, en ligne :  https://www.windguard.de/id-1-halbjahr-2020.html

/5/ Allemagne-Energies (2020), Allemagne : la part des énergies renouvelables à la consommation brute d’électricité atteint 50% au premier semestre de 2020, en ligne : https://allemagne-energies.com/2020/07/05/allemagne-la-part-des-energies-renouvelables-a-la-consommation-brute-delectricite-atteint-presque-50-au-premier-semestre-de-2020/

/6/ Bundesnetzagentur (2020), SMARD, Strommarktdaten, en ligne : https://www.smard.de/home/strommarkt-aktuell/strommarkt

/7/ Umweltbundesamt (2020), Gemeinsame Pressemitteilung von Umweltbundesamt und Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit, Treibhausgasemissionen gingen 2019 um 6,3 Prozent zurück, Große Minderungen im Energiesektor, Anstieg im Gebäudesektor und Verkehr, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/presse/pressemitteilungen/treibhausgasemissionen-gingen-2019-um-63-prozent

/8/ Bundesnetzagentur (2020), Versorgungsunterbrechungen Strom 2019, communiqué de presse du 22.10.2020, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2020/20201022_SAIDIStrom.html?nn=265778

L’Allemagne instaure la « taxe carbone » à partir de 2021 dans les secteurs non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émission

Temps de lecture : 6 minutes

Une version modifiée de la loi sur l’échange national de quotas d’émission de gaz à effet de serre (Brennstoffemissionshandelsgesetz) a été adoptée par le Parlement et le Conseil fédéral (Bundesrat) début octobre 2020 /1/. A partir de 2021, un système national de certificats d’émissions de CO2 sera instauré, c´est à dire une « taxe carbone » sur les émissions des produits combustibles non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émission.

Cela enchérira les carburants et combustibles fossiles tels que le fioul, le gazole, l’essence et le gaz naturel. Le prix de l’électricité, en revanche, devrait baisser.

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Source : DPA

Suite au compromis entre le gouvernement et le Conseil fédéral (Bundesrat) trouvé en décembre 2019 /2/ sur le montant d´une « taxe carbone », une version modifiée de la loi sur l’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre (Brennstoffemissionshandelsgesetz) a été adoptée par le Parlement et le Conseil fédéral (Bundesrat) début octobre 2020 /1/.

La taxe carbone, qui entre en vigueur le 1er janvier 2021, concerne toutes les émissions de CO2 en Allemagne générées par l’utilisation des combustibles dans les secteurs non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émission. Le prix est fixé à 25 Euros par tonne de CO2. Le gouvernement avait initialement prévu 10 Euros par tonne.

Le prix augmentera ensuite régulièrement, incitant à réduire l’usage des énergies fossiles, de 5 Euros par an en 2022 et 2023 puis de 10 Euros par an et passera à 55 Euros en 2025. En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 55 Euros à 65 Euros par tonne de CO2.

prix carbone_1
Tableau : Prix en Euros par tonne de CO2 de 2021 à 2026 /3/

Aucune décision n´a encore été prise sur la fixation d´une fourchette de prix après 2026 ou un  prix libre. Dans l’état actuel des connaissances, il est prévu de négocier les certificats librement sur le marché, les prix étant déterminés par l’offre et la demande. Une quantité maximale d’émissions sera fixée dans les secteurs du chauffage & refroidissement et des transports conformément aux objectifs de la loi de protection du climat /2/.

Une autre option serait, selon le gouvernement allemand, l´intégration dans le Système d’échange de quotas d’émissions (SEQE) de l´Union européenne qui, lui-même, sera appelé à s’élargir à l’ensemble des secteurs de l’économie.

Les recettes de la « taxe carbone » seront réinvesties

Dans la première phase (2021, 2022) seuls les carburants énumérés à l’annexe 2 de la loi sont inclus. Il s´agit sous forme simplifiée : gaz naturel, gaz liquéfié, gaz de mine, essence, fioul domestique et gazole.

À partir de 2023, de nombreux autres combustibles seront inclus : en particulier le charbon, les déchets traités utilisés comme combustible et d´autres combustibles avec une part biogène.

Toutefois, la taxe carbone n’est pas perçue auprès des consommateurs mais à la mise sur le marché des combustibles. Elle sera payée notamment par les fournisseurs de gaz naturel, importateurs de fioul et de carburants, grossiste en carburants et fioul domestique et les raffineries, si leurs produits sont directement mis sur le marché.

L’utilisation de ces combustibles deviendra donc plus coûteuse pour tout le monde – entreprises et consommateurs finaux – car la hausse des prix sera probablement répercutée sur les consommateurs. A partir du 1er janvier 2021, fioul et gazole augmenteront de 7,9 cts/litre, l’essence de 7 cts/litre et le gaz naturel de 0,6 ct/kWh, TVA incluse.

Les recettes de la « taxe carbone » seront réinvesties dans des mesures de protection du climat ou restituées aux citoyens à titre de compensation. Le gouvernement fédéral n’est pas désireux d’obtenir des recettes supplémentaires pour l’État.

En outre, le gouvernement allemand prévoit des investissements dans les transports publics de proximité, le réseau ferroviaire et les infrastructures de recharge pour les véhicules électriques. Enfin, il est prévu un soutien accru pour la rénovation thermique des bâtiments et des systèmes de chauffage respectueux du climat.

Pour les trajets domicile-travail un taux forfaitaire plus élevé est prévu à partir de 2021, en fonction de la distance parcourue. En outre, les personnes qui perçoivent des aides au logement bénéficieront d’une augmentation de la subvention.

Les recettes de la taxe seront notamment utilisées pour alléger la charge de soutien des énergies renouvelables (EEG-Umlage), la charge de soutien sera donc financée partiellement par l´État.

Toutefois, on ne sait pas encore dans quelle mesure le prix de l´électricité diminuera réellement dans les années à venir en raison des recettes croissantes de la taxe carbone. Cela dépend aussi de l’évolution des autres composantes du prix de l’électricité, à savoir la part « fourniture » comprenant les coûts de production et commercialisation de l’électricité, la part « acheminement » (transport et distribution) et la part « fiscalité » composée des taxes et contributions diverses, dont fait partie la charge de soutien EEG.

En 2021 la charge de soutien pourrait augmenter mécaniquement de 25% par rapport à 2020, même en incluant les allègements consécutifs aux recettes de la taxe carbone. La principale raison de l’augmentation est la baisse du prix de l’électricité sur le marché spot notamment suite à l’effondrement de la consommation d’électricité dû à la crise sanitaire du coronavirus.

C´est pourquoi le gouvernement allemand a décidé en juin 2020 de plafonner la charge de soutien EEG à 65 €/MWh en 2021 et à 60 €/MWh en 2022. Le financement de cette mesure sera assuré par une subvention de l´État d’environ 11 milliards d’Euros (plan de relance économique suite à la crise sanitaire) et les recettes de la taxe carbone.

La nouvelle loi nécessite encore des concrétisations par ordonnances

L’association des chambres allemandes de l’industrie et du commerce (en allemand : Deutscher Industrie- und Handelskammertag , DIHK ) a établi une brochure d’information au sujet de la nouvelle loi /3 /.

La taxe carbone pourrait nuire à la compétitivité internationale de certains secteurs industriels à forte intensité d’énergie s´ils ne sont pas en mesure de la répercuter sur les prix des produits. Ces effets concurrentiels non désirés pourraient également réduire l’effet de protection du climat si la taxe carbone entraîne le déplacement de la production dans d’autres pays appliquant des règles moins strictes en matière de limitation des émissions, risquant ainsi d’augmenter les émissions totales (fuite de carbone).

La loi stipule qu’il ne doit pas y avoir de double charge lors de l’utilisation de combustibles dans des installations déjà soumises au système européen d’échange de quotas d’émission. Il reste à voir si cela fonctionne dans la pratique. Dans le cas où une double charge ne peut être évitée à l’avance, une compensation financière complète doit être prévue rétroactivement. 

La loi prévoit une clause de rigueur, une disposition prévoyant le remboursement d’une double charge pour les installations déjà soumises au système européen d’échange de quotas d’émission et un traitement spécial pour soutenir la compétitivité des installations industrielles considérées comme exposées à un risque important de fuite de carbone.

Au total, 14 ordonnances doivent être mises en œuvre pour concrétiser le cadre juridique de la loi. L’industrie doute qu´elles soient mises en œuvre à temps. Cela pourrait entraîner des problèmes de liquidités pour de nombreuses entreprises, en particulier pendant la crise sanitaire du coronavirus.

Références

/1/ BMU (2020), Höherer CO2-Preis für Wärme und Verkehr kommt ab Januar 2021, communiqué de presse du 9.10.2020 du Ministère fédéral de l’Environnement, de la Protection de la nature et de la Sécurité nucléaire, en ligne : https://www.bmu.de/pressemitteilung/hoeherer-co2-preis-fuer-waerme-und-verkehr-kommt-ab-januar-2021/

/2/ Allemagne-Energies (2019), Le parlement allemand adopte la loi de protection du climat (Bundes – Klimaschutzgesetz), en ligne : https://allemagne-energies.com/2019/12/29/le-parlement-allemand-adopte-le-programme-de-protection-du-climat-2030/

/3/ DIHK (2020), DIHK-Merkblatt zum Brennstoffemissionshandelsgesetz, Deutscher Industrie- und Handelskammertag, Mars 2020, en ligne : https://www.dihk.de/resource/blob/19512/8a03955209ed045fb4870917da6a225c/dihk-merkblatt-brennstoffemissionshandelsgesetz-data.pdf

Amendement à la loi EEG (Erneuerbare Energien Gesetz) – le coup de pouce espéré pour les énergies renouvelables ?

Temps de lecture : 12 min.

En Allemagne, la loi sur les énergies renouvelables (EEG) est depuis plus de 20 ans la base pour le développement des énergies renouvelables dans le secteur de l’électricité.

Le 23 septembre 2020, le conseil de ministres a adopté le projet d´amendement à la loi EEG, appelé EEG 2021, une version fondamentalement modifiée de la loi sur les énergies renouvelables /1/.  

L’objectif de l’amendement est de créer les conditions juridiques permettant de garantir que toute l’électricité produite en Allemagne soit neutre en carbone à partir de 2050. L’objectif intermédiaire est une part des énergies renouvelables de 65 % à la consommation d’électricité en Allemagne en 2030. Le paragraphe 1 de la nouvelle loi stipule maintenant que la construction d’installations produisant des énergies renouvelables sert « l’intérêt et la sécurité publique ».

Dans ce contexte, la loi établit des objectifs impératifs quant à la capacité installée d´ici 2030 et fixe les volumes soumissionnés annuellement pour chaque technologie afin d’atteindre l´objectif.  La synchronisation entre le développement des énergies renouvelables et la modernisation du réseau est assurée par la mise à jour de la liste des projets prioritaires de développement des réseaux (amendement à la loi BBPIG (Bundesbedarfsplan), qui réglemente le développement des réseaux de transport).      

L’acceptation des énergies renouvelables pourrait être renforcée par une gratification financière pour les communes concernées par la construction de nouvelles éoliennes terrestres.

S’agissant des énergies renouvelables, la prochaine décennie devrait donc voir une forte augmentation des capacités de production (environ 100 GW en sus des 124 GW déjà installés fin 2019). Pour le photovoltaïque, l’objectif est de porter la capacité installée à 100 GW d´ici 2030. Cela doublerait la capacité actuellement installée. L’objectif est de 71 GW pour l’éolien terrestre, de 20 GW pour l’éolien maritime et de 8,4 de GW pour la biomasse.

Si l’Union européenne décidait de nouveaux objectifs du développement des énergies renouvelables dans le cadre du « Green Deal », la capacité prévue à l´horizon de 2030 sera adaptée.

D’ici 2027, une décision sera prise sur la suppression totale de la charge de soutien des énergies renouvelables conditionnée par un développement des énergies renouvelables aux lois du marché.

Après passage au parlement et au Conseil fédéral (Bundesrat), l’objectif est que la nouvelle loi EEG 2021 entre en vigueur dès le 1er janvier 2021.

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Ministère fédéral de l´Economie et de l´Energie à Berlin (source BMWi)

Le projet d´amendement à la loi du Ministère fédéral de l´Economie et de l´Energie comprend près de 170 pages /1/. Il est destiné à remplacer l’actuelle loi EEG 2017/, entrée en vigueur début 2017 /2/ par une version fondamentalement modifiée. Après l´adoption de l’amendement par le Conseil des ministres le 23 septembre 2020, il est prévu que la nouvelle loi EEG 2021 entre en vigueur le 1er janvier 2021 après passage au parlement et au Conseil fédéral (Bundesrat).

L´amendement EEG 2021 contient essentiellement les sujets suivants :

Sur la trajectoire de la neutralité carbone d´ici 2050

La nouvelle loi EEG 2021 impose pour  l´électricité l’objectif de la neutralité carbone d’ici 2050. Cela vaut tant pour l’électricité produite que pour l’électricité consommée en Allemagne. Les importations d’électricité doivent également être neutres en carbone si l’Union européenne dans son ensemble veut atteindre l’objectif de neutralité carbone. L’Allemagne plaidera donc en faveur d’une réglementation correspondante dans le contexte européen.

Mise en œuvre du « Programme de protection du climat 2030

Dans le programme de protection du climat 2030, un seuil de 65 % a été visé pour la part de la production des énergies renouvelables d’ici 2030. La nouvelle loi EEG 2021 fixe, de manière contraignante, la feuille de route pour y parvenir. Elle réglemente la contribution des différentes technologies à l’objectif de 65 % et les trajectoires de développement permettant d’atteindre cet objectif.

Pour atteindre l’objectif de 65 %, la consommation brute d’électricité en 2030 est estimée à 580 TWh ce qui implique une production d’énergie renouvelable de 377 TWh.

L’objectif pour l’éolien terrestre est de 71 GW de puissance installée, 100 GW pour le photovoltaïque et 8,4 GW pour la biomasse (y compris la production à partir des déchets biogènes). Pour l´éolien terrestre et la photovoltaïque les objectifs de développement sont encore plus ambitieux que ceux prévus dans le programme de protection du climat 2030, afin de créer une sécurité supplémentaire dans la réalisation de l’objectif de 65 % à la consommation brute d’électricité.

L´augmentation à 20 GW d´ici 2030 de l’objectif d´éolien offshore a été déjà fixée en juin 2020 dans l´amendement de la loi sur l’éolien maritime /2/. La capacité cible de 20 GW devrait être disponible au cours du premier trimestre 2030. L´amendement comprend aussi un objectif ambitieux d´éolien offshore de 40 GW d’ici 2040.

Le tableau ci-dessous montre l’augmentation annuelle des capacités des énergies renouvelables pour les années 2021 à 2029 et une estimation pour 2020 :

Tableau_1

En conclusion, la prochaine décennie devrait donc voir une forte augmentation des capacités de production des énergies renouvelables, soit environ 100 GW en sus des 124 GW déjà installés fin 2019. La capacité prévue à l´horizon de 2030 sera adaptée, si l’Union européenne décidait de nouveaux objectifs du développement des énergies renouvelables dans le cadre du « Green Deal ».

Sur la base de ce tableau, les volumes soumissionnés annuellement pour chaque technologie sont fixés, soit 2,9 à 5,8 GW par an pour l´éolien terrestre, 1,9 à 2 GW par an pour le photovoltaïque et  500 MW pas an pour la biomasse. En plus il y aura des petites installations de photovoltaïque et de biomasse rémunérées aux tarifs d’achat fixes.

Amélioration de l’acceptabilité des énergies renouvelables

Le développement de l´éolien terrestre s’est enlisé ces dernières années /3/. Les procédures d´autorisation sont de plus en plus longues, ce qui ralentit le rythme de mise en service des nouvelles installations.  De plus, la construction des nouvelles éoliennes se heurte aux refus des riverains et des organisations de protection de la nature et des oiseaux.

Afin d’améliorer l’acceptabilité des éoliennes terrestres, la nouvelle loi prévoit une gratification financière pour les communes concernées jusqu´à 0,2 ct/kWh. Ce montant peut être réduit si l’exploitant du parc éolien offre des contrats de fourniture d’électricité à prix réduit aux riverains.

Le gouvernement veut également  encourager le « programme d’électricité pour les locataires » (Mieterstrom) permettant aux locataires de profiter d’une autoconsommation à l´aide des panneaux solaires.  Une prime est destinée à améliorer l’attractivité de ce programme.

Une rentabilité et une force d’innovation accrues

La nouvelle loi contient diverses mesures visant à réduire davantage les coûts des charges de soutien pour les nouvelles installations d’énergie renouvelable comme :

  • l´ajustement de la limite maximale du prix de soumission dans les appels d’offres pour l’éolien terrestre et le photovoltaïque,
  • l´augmentation de la concurrence pour les appels d’offres du photovoltaïque. La surface mise à disposition pour le photovoltaïque au sol sera agrandie et la puissance maximale dans les appels d’offres portée de 10 à 20 MW par enchère soumise. Des appels d’offres distincts pour les installations photovoltaïques sur toiture supérieures à 500 kWp sont introduits. Jusqu’à présent, seules les installations en toiture et au sol à partir d´une capacité de 750 kWp ont été soumises à l´appel d´offre.
  • Renforcement (augmentation du volume à 500 – 850 MW par an) des appels d´offres d´innovation multi-technologiques.  Ces appels d´offres ne sont pas limités sur une technologie spécifique d´énergies renouvelables mais l´idée est d´inciter des projets combinant plusieurs technologies capables d´apporter une amélioration à la stabilité du système électrique ou du réseau.  Les appels d’offres bi-technologiques combinant solaire et éolien terrestre sont intégrés aux appels d´offres d´innovation multi-technologiques.
  • Suppression de la rémunération des nouvelles installations d´énergies renouvelables > 100 kW si le prix au marché spot affiche une valeur négative pendant au moins une heure. Il s´agit d´un durcissement de la réglementation actuelle qui reste en vigueur pour les installations existantes : suspension de la rémunération si le prix de l’électricité au marché spot affiche une valeur négative pendant au moins six heures sans interruption pour des éoliennes > 3 MW et d´autres installations d´énergies renouvelables > 500 kW mises en service à partir de 2016.

A l´avenir la charge de soutien des énergies renouvelables (EEG-Umlage) sera en partie financée par l´État. Il a été décidé d’utiliser les recettes supplémentaires provenant de la « taxe carbone » pour les émissions de CO2 dans les secteurs des transports et de chauffage/refroidissement pour l´allègement de cette charge /3/. De plus le gouvernement allemand a décidé en juin 2020 de plafonner la charge de soutien en 2021 et 2022 afin de stabiliser le prix de l’électricité /2/. Pour l´État cet allègement entraînerait des coûts supplémentaires d’environ 11 milliards d’euros au cours des deux prochaines années.

D’ici 2027, une décision sera prise sur la suppression totale de la charge de soutien des énergies renouvelables conditionnée par un développement des énergies renouvelables aux lois du marché.

Maintien de la compétitivité de l´industrie électro-intensive

Les effets spéciaux de la crise sanitaire  pourraient entraîner des effets contradictoires pour les entreprises électro-intensives. Les entreprises qui ont jusqu’à présent bénéficié d´un dégrèvement partiel du soutien aux énergies renouvelables ayant pour but de préserver la compétitivité internationale pourraient être menacées en n’atteignant plus les seuils pour bénéficier du régime spécial. Afin de tenir compte des incertitudes qui en résultent et de ne pas imposer de nouvelles charges aux entreprises dans la situation économique difficile, le seuil sera abaissé.

Intégration des énergies renouvelables dans le système électrique

Des incitations sont prévues en matière de pilotabilité des installations d’énergie renouvelable.  La mise en place de compteurs intelligents (smart-meter) est poursuivie à partir des installations d’une puissance installée égale ou supérieure à 1 kW.

Il est prévu de promouvoir la gestion régionale et d’encourager l’implantation d’installations de production dans le sud du pays (Südbonus) dans le cadre des appels d’offres pour l’éolien terrestre et pour la biomasse. Pour l´éolien terrestre un volume de 15% sera octroyé entre 2021 et 2023, puis de 20% à partir de 2024 à des projets au sud de l’Allemagne. Pour la biomasse le volume octroyé sera de 50%.

Cela augmentera la puissance installée dans une région où réside une partie importante de l’industrie et donc de la consommation électrique et réduira par conséquence les coûts relatifs à la stabilisation du réseau.

Encouragement du couplage sectoriel

Le « couplage sectoriel » répond à ces enjeux en permettant de relier le secteur de l’électricité décarbonée à ceux des transports, chauffage & refroidissement.  L´hydrogène servira de « vecteur énergétique.

Le Conseil des ministres a adopté en juin 2020 le plan de déploiement de l´hydrogène pour la transition énergétique /3/. Il est prévu d´exempter la production d’hydrogène vert de la charge de soutien EEG. Les conditions-cadres nécessaires seront élaborées par les parties prenantes et intégrées dans la nouvelle loi EEG ultérieurement.

Préparation de l´ère post-subventions

Les tarifs d’achat étant valables vingt ans, les premières installations arriveront à échéance fin 2020. Le cadre juridique sera adapté pour les installations d’énergie renouvelable qui sortiront du mécanisme de soutien. Le droit à l´injection prioritaire au réseau restera en vigueur après la fin de la période de soutien. Les exploitants d´installations d´énergies renouvelables seront ainsi en mesure de commercialiser directement leur électricité et donc de générer des revenus.

Un régime transitoire sera établi pour les installations d’une puissance ≤ 100 kW. Jusqu’en 2027 les exploitants de ces installations peuvent mettre leur électricité à disposition du gestionnaire de réseau contre une rémunération au prix du marché moins les coûts de commercialisation. Les coûts de commercialisation sont réduits si les installations sont équipées d’une technologie de mesure intelligente.

Cette règle s’applique en particulier aux premières installations photovoltaïques qui sortiront du mécanisme de soutien.

Les anciennes éoliennes terrestres – environ 16 GW /3/ – qui pourraient être mises hors service d’ici fin 2025, ne bénéficieront pas de cette règle car même les plus anciennes et les plus petites installations ont rarement une capacité inférieure à 100 kW.

Critique de l’amendement

Certaines des nouvelles réglementations de la loi ont fait l’objet de critiques de la part des parties prenantes. En particulier, les points suivant sont critiqués :

  • La consommation d’électricité en 2030 sera vraisemblablement bien plus élevée que celle prévue par le gouvernement fédéral car la consommation augmentera en raison de l´utilisation croissante de l´électricité dans les autres secteurs malgré l´augmentation significative de l´efficacité énergétique. L’objectif d’une part de 65 % à la consommation brute de l´électricité  ne pourrait donc être atteint que par un développement plus ambitieux des énergies renouvelables.
  • L´abaissement du seuil à 500 kWp pour l´obligation d´appels d´offre des installations photovoltaïques en toiture pourrait entraîner un déclin de la croissance du photovoltaïque
  • Le durcissement des règles applicables aux énergies renouvelables en période de prix de l’électricité négatifs constitue une menace pour le financement de nouveaux projets éoliens car les banques n’aiment pas ces incertitudes concernant les bénéfices futurs des centrales
  • La nouvelle affirmation selon laquelle les énergies renouvelables servent « l’intérêt et la sécurité publique » se heurte également à des critiques. Il est à craindre que les projets d’énergies renouvelables controversés puissent à l’avenir être simplement imposés devant les tribunaux, en référence aux intérêts de la sécurité nationale.

En conclusion il ne peut être exclu que certains changements soient encore apportés à l’amendement dans le cadre de la procédure parlementaire.

Références

/1/ BMWi (2020), Altmaier: „EEG Novelle 2021 klares Zukunftssignal für mehr Klimaschutz und mehr Erneuerbare“, EEG Novelle 2021 im Kabinett verabschiedet, Communiqué de presse du 23.09.2020, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2020/09/20200923-altmaier-eeg-novelle-2021-klares-zukunftssignal-fuer-mehr-klimaschutz-und-mehr-erneuerbare.html

/2/ Allemagne-Energies (2020) Énergies renouvelables : de nombreux défis. En ligne : https://allemagne-energies.com/energies-renouvelables/.

/3/ Allemagne-Energies (2020) Le tournant énergétique allemand. En ligne : https://allemagne-energies.com/tournant-energetique.

/4/ Allemagne-Energies (2020) Allemagne – l´essentiel des résultats énergétiques 2019. En ligne : https://allemagne-energies.com/2020/01/12/allemagne-lessentiel-des-resultats-energetiques-2019/