Allemagne – l´essentiel des résultats énergétiques 2019

(Texte mis à jour le 10.07.2020)

Temps de lecture 15 min

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Selon les données statistiques, les résultats énergétiques 2019 se résument comme suit :

  • La consommation énergétique (énergie primaire) baisse de 2,1 % par rapport à 2018 et de 2,4 % corrigée des aléas climatiques
  • la production brute d´électricité s´élève à ~ 604 TWh, environ 5% inférieure par rapport à 2018 (~ 636 TWh), la consommation nationale brute d´électricité recule à 569 TWh (2018 : 584 TWh)
  • la part des filières renouvelables passe à 40,1% (~ 242 TWh) de la production brute, leur capacité totale installée atteint les 125 GW
  • la part des énergies fossiles (houille, lignite, gaz, pétrole et divers) dans la production brute s´élève à ~ 48% (~ 287 TWh), soit moins 15% par rapport à 2018 (~ 336TWh)
  • la production du nucléaire se maintient avec ~ 75 TWh presque au niveau de 2018 La tranche 2 (puissance électrique nette de 1402 MW) de la centrale nucléaire de Philippsburg a été arrêtée définitivement fin 2019 conformément à la loi atomique
  • Le solde exportateur est avec ~ 35 TWh en fort recul par rapport à 2018 (~ 51 TWh)
  • les émissions de gaz à effet de serre baissent de 6,3 % par rapport à 2018 à environ 805 Mt CO2éq, ce qui correspond à une baisse de 35,7% par rapport à 1990

Consommation énergétique

Selon AG Energiebilanzen /1/, la consommation d´énergie primaire recule à 12.832 PJ (306 Mtep), soit moins 2,1 % par rapport à l´année précédente (2018 : 13.102 PJ). La baisse de la consommation énergétique corrigée des aléas climatiques s´élève à 2,4 %. L´objectif de 2020 s´élève à 11 504 PJ (275 Mtep).

La baisse de la consommation est entre autres due à des améliorations de l’efficacité, une réorientation du mix énergétique et à une baisse conjoncturelle de la consommation d’énergie dans l’industrie. La consommation a été stimulée par les conditions météorologiques un peu plus fraîches et l’augmentation de la population. Toutefois, les facteurs d’augmentation étaient globalement nettement plus faibles que les facteurs de réduction de la consommation.

Les parts des différentes sources d’énergie dans le mix énergétique national ont évolué en 2019 par rapport à l’année précédente en faveur des énergies renouvelables et du gaz naturel. Les produits pétroliers ont également augmenté leur part. En revanche, des baisses importantes ont été enregistrées pour la houille et le lignite. Néanmoins plus de 78% de la consommation d’énergie primaire sont couverts par des combustibles fossiles. Les énergies renouvelables ont augmenté leur contribution à presque 15% et l’énergie nucléaire reste presque constante à 6,4 %.

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

Production et consommation d´électricité

Selon BDEW /3/ la production brute d’électricité est avec ~ 604 TWh, moins 5% par rapport à 2018 (~ 636 TWh). La production nette s´élève à ~ 574 TWh en 2019.

La consommation intérieure brute recule à 569,2 TWh, moins 2,6% par rapport à 2018 (584,4 TWh).

Fig 2_ Production electricite 2019
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2019 (données entre parenthèses pour 2018)

Le tableau ci-dessous détaille l´évolution de la production brute d´électricité pour chaque filière en 2019 par rapport à 2018.

Fig Tableau 2018_2019
Tableau : Production et consommation d´électricité 2018 et 2019 selon /3/

La production des centrales au lignite a sensiblement diminué en raison de la sortie du marché et mise en « réserve de sécurité » des unités supplémentaires, de la réduction de la production dans la mine à ciel ouvert de Hambach, d’un nombre plus élevé d´arrêts de tranche par rapport à l’année précédente et de l’augmentation de la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables selon /1/.

La production d’électricité à partir de la houille a diminué de presque un tiers. L’augmentation du prix de la tonne de CO2 dans le système européen d’échange de quotas d’émission a affecté les coûts marginaux des centrales à charbon/lignite. De plus le faible prix du gaz naturel a fait en sorte que les centrales au charbon ont été de plus en plus remplacées par des centrales au gaz moins émettrices en CO2. La production d’électricité à partir de gaz naturel a augmenté d´environ 10 points.

L’énergie nucléaire a enregistré un léger recul de la production d’environ 1 point par rapport à l’année précédente.

La part des énergies renouvelables à la production brute a dépassé les 40% notamment grâce à la progression de l’énergie éolienne. Sous  l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement consommée en Allemagne et seule l´électricité produite à base de centrales conventionnelles est exportée, la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité a atteint presque 43%. La part élevée des énergies renouvelables a également été favorisée par une réduction significative de la consommation d’électricité. La consommation nationale était en 2019 au plus bas niveau des 20 dernières années. Les raisons ont été déjà évoquées plus haut au paragraphe « Consommation énergétique ».

Pour la première fois, la part des énergies bas carbone (énergies renouvelable et nucléaire) a dépassé les 50% dans le mix d´électricité en Allemagne. Mais ce ne sera pas pour longtemps, car la sortie définitive du nucléaire est programmée d´ici fin 2022. Même si d´ici là on arrivait à  suppléer par des renouvelables à la production d´environ 75 TWh nucléaire bas carbone restante, on ne serait pas plus avancé au niveau de la réduction des émissions CO2 dans le secteur électrique.

Contrairement aux idées reçues, la production à base de charbon et lignite est en baisse continue depuis 2015 et a été dépassée largement par les énergies renouvelables en 2019 (voir figure 3).

Fig 3 Evolution part
Figure 3 : Evolution de la production brute des différentes filières depuis 2009 /3/

Puissance installée

L’Allemagne exploite deux parcs de production en parallèle pour une pointe de consommation autour de 82 GW.

L’Allemagne disposait fin 2019 d´un parc de production d´environ 224 GW dont 100 GW de centrales conventionnelles et 124 GW d´énergies renouvelables selon /4/ et /6/.

Selon /4/ et/17/, la puissance installée des énergies renouvelables a augmenté d´environ 6 GW à 124 GW en 2019. Le parc d´énergies renouvelables intermittentes atteint maintenant les 110 GW (voir figure 4). L´augmentation de la capacité d´éolien terrestre est avec environ 1 GW en 2019 une des plus faibles de l’histoire du développement de l’énergie éolienne terrestre. A titre de comparaison, entre 2009 et 2018 l’augmentation annuelle moyenne de la capacité a été de 3,1 GW. Pour plus d´information voir /14/ et /17/.

Le parc conventionnel est en recul d´environ 3 GW /6/ en raison de l´arrêt des centrales thermiques à flamme (1,1 GW houille et 0,5 GW gaz) et de la tranche 2 de Philippsburg (1,4 GW) qui a été arrêtée le soir du 31.12.2019.

Fig 4 Puissance installee 2018_2019
Figure 4 : Puissance installée en 2018 et 2019 selon /4/, /6/ et /17/

Il faut toutefois noter qu´environ 86 GW (STEP inclus) du parc conventionnel opèrent actuellement sur le marché de l’électricité /6/. Environ 4,6 GW (centrales à houille, au gaz et au fioul) sont provisoirement fermés et environ 9,6 GW (centrales à lignite, à houille et au gaz) constituent une réserve stratégique appelée soit « réserve de sécurité » soit  « réserve de soutien du réseau », fonctionnant uniquement en situation exceptionnelle. La figure 5 montre les capacités du parc conventionnel hors marché.

L’agence fédérale des réseaux fixe chaque année le besoin de réserve de soutien du réseau pour des situations d´approvisionnement difficile en hiver. Au cours de l´hiver 2020/2021, la capacité des centrales de réserve sera de 6,6 GW minimum et restera au même niveau que les dernières années /21/. Le facteur décisif pour la demande d´une réserve est la trop lente modernisation des réseaux et notamment des tracés nord – sud en courant continu.

De plus, 8 tranches au lignite d´une capacité totale de 2,7 GW constituent une réserve de sécurité jusqu´à leur déclassement définitif, prévu en 2023. Ces centrales assurent une réserve ultime. En cas de besoin, les centrales doivent être opérationnelles dans un délai de 10 jours.

Fig 5_KW hors reseau_1
Figure 5 : Parc conventionnel hors marché au 1er avril 2020 /6/

Échanges transfrontaliers d’électricité

En 2019, le solde exportateur est avec ~ 35 TWh en baisse (2018 : ~ 51 TWh). Au total l´Allemagne a exporté 74,5 TWh et importé 39,5 TWh /2/, /3/.  Pour un pays donné, le solde total des échanges physiques et contractuels devrait être le même dans l’idéal.

Cette baisse du solde exportateur s’explique notamment par la réduction de la compétitivité des centrales à charbon et lignite allemandes par rapport aux centrales à gaz en Allemagne et à l’étranger en raison de la hausse du prix de la tonne de CO2 et de la baisse du prix de gaz en Europe.

Fig 6 _Solde export
Figure 6 : Solde des échanges commerciaux en TWh

Au niveau des échanges physiques, le solde exportateur est en 2019 avec 13,1 TWh en faveur de la France selon /22/. Cela s´explique entre autres par le fait qu´une partie de l´électricité exportée par la France vers la Suisse et l´Italie transite par l´Allemagne.

Au niveau des échanges commerciaux, la France importe toujours plus (14,0 TWh) qu´elle n´exporte (11,5 TWh) vers l´Allemagne, soit un solde exportateur de 2,5 TWh en faveur de l´Allemagne selon /22/.

La figure 7 montre les échanges commerciaux mensuels de l´Allemagne avec les pays voisins ainsi qu´entre la France et l´Allemagne en 2019. L´Allemagne importe plus d´électricité de la France qu´elle n´en exporte entre mai et septembre, et exporte plus vers la France qu´elle importe le reste du temps.

Fig 6a flux commerciaux
Figure 7 : échanges commerciaux mensuels de l´Allemagne avec les pays voisins ainsi qu´entre la France et l´Allemagne en 2019 (source : SMARD.de, Agence fédérale des Réseaux)

Émissions de gaz à effet de serre

Selon l´agence fédérale de l´environnement (UBA – Umweltbundesamt) /19/, les émissions de gaz à effet de serre sont en recul d´environ 53 Mt CO2éq par rapport à 2018.

La réduction est presque exclusivement attribuable au secteur électrique (- 50 Mt CO2éq selon /9/) suite à l´augmentation de la production d’électricité à partir des énergies renouvelables et au recul simultané de la production à base de charbon/lignite en faveur des centrales à gaz moins émettrices en CO2. La raison est, outre la baisse du prix du gaz sur le marché mondial, l’augmentation du prix de la tonne de CO2 dans le système d’échange de quotas d’émission de l’UE. De plus l’augmentation de la production d’électricité à partir des énergies renouvelables et la diminution de la consommation d’électricité ont contribué à une baisse de production des centrales à combustible fossile dans la logique du « merit order ». Avec les émissions de 219 Mt CO2 on obtient un contenu carbone moyen du secteur électrique allemand d´environ 0,4 kg CO2/kWh en 2019 selon /9/.

En revanche aucune baisse des émissions n’est observée dans les secteurs des transports et du bâtiment. Les émissions dans le secteur du bâtiment ont même augmenté de 5 Mt CO2éq (plus 4,4 %) par rapport à l’année précédente.

La figure 8 montre 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 (données 1990 à 2019 selon /19/, estimation des émissions de la production d´électricité selon /9/). Le «panier de Kyoto» comprend les gaz à effet de serre suivants: le dioxyde de carbone (CO2), le méthane (CH4), l’oxyde nitreux (N2O) et les gaz dits fluorés (hydrofluorocarbones, hydrocarbures perfluorés, triflourure d’azote (NF3) et hexafluorure de soufre – SF6).

Fig 7_Emissions
Figure 8 : Évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2éq par an

Les émissions de gaz à effet de serre étaient en 2019 donc de 35,7 % inférieures au niveau de 1990. Malgré cela, l´objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40 % d’ici 2020 par rapport à 1990 nécessiterait en 2020 encore une baisse de 56 Mt CO2éq par rapport à 2019.

D’après des informations du think tank Agora Energiewende, cet objectif pourrait être atteint et même dépassé sous l’effet de la crise sanitaire du Coronavirus et de l’hiver particulièrement doux et venteux /20/.

Evolution des prix de l´électricité 

La hausse du prix du CO2 européen a également influencé l’évolution des prix spot pour les années suivantes. Fin 2019, l’électricité a été négociée à 43 €/MWh pour l´année 2020 et jusqu’à 50 €/MWh pour les livraisons d’électricité pour les années suivantes /4/.

La hausse des prix de gros de l’électricité sera renforcée par une nouvelle augmentation de la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques (EEG-Umlage) de 5,5% à 67,56 €/MWh en 2020 (2019 : 64,05 €/MWh), voir /7 /.

Le prix du KWh payé par les ménages allemands est le plus élevé d’Europe.  Les taxes et prélèvements représentent 53 % du prix  /15/. Au premier semestre 2019, le ménage allemand « moyen » avec une consommation située entre 2500 kWh et 5000 kWh a payé 30,88 €ct/kWh contre 17,65 €ct/kWh en France selon Eurostat /8/.

Les prix de l’électricité pour les ménages augmenteront d’environ 3% en 2020 en raison de l’évolution du prix décrite ci-dessus, et dépasseront en moyenne sensiblement la barre des 31 €/MWh selon /4/.

Avec l´introduction d´un prix carbone en 2021 dans les secteurs transports et chaleur/refroidissement, le gouvernement a promis une baisse de la taxe de soutien aux énergies renouvelables (EEG-Umlage).  Le principe : si les recettes provenant du prix carbone augmentent, le prix de l’électricité sera davantage réduit /11/.

Evolution des prix négatifs au marché spot

Depuis leur introduction à la bourse EPEX Spot en 2008, on observe des prix négatifs au marché spot. En Allemagne des prix négatifs sont principalement observés lorsque les énergies renouvelables fatales (éolien et solaire) couvrent une part importante de la consommation. Le nombre de pas horaires avec des prix négatifs en Allemagne a fortement augmenté en 2019 (voir figure 9). Sur le marché EPEX-Spot-Day-Ahead, un total de 211 heures a été enregistré avec des prix négatifs, ce qui représente environ 2,4% de toutes les heures négociées en 2019 selon /18/. La plupart des prix négatifs ont été observés sur une période d’au moins six heures consécutives (123 sur 211 heures au total).

Fig 8_Prix negatifs1
Figure 9 : Bilan des heures avec prix de l’électricité négatifs 2012 à 2019 /4/, /18/

La valeur moyenne des prix négatifs de l’électricité s´élevait à -17,3 €/MWh et la valeur record à – 90 €/MWh en 2019. Bien que le nombre d’heures ait augmenté par rapport à l’année précédente, les prix négatifs ne représentent toujours qu’une faible part du total des transactions d’électricité à la bourse.

La hausse du nombre d’heures avec des prix négatifs montre que le réseau électrique entre, avec une part d’énergie renouvelable de plus de 40 %, dans une phase où la flexibilité du système électrique devient de plus en plus nécessaire.

Pour que les prix négatifs soient moins fréquents à l’avenir, la production (par exemple grâce à des centrales conventionnelles plus flexibles ou en découplant la production d’électricité de la production de chaleur dans les centrales de cogénération) et la demande (par exemple grâce aux options de power-to-heat et au développement des capacités de stockage de l’électricité) doivent s’adapter encore mieux aux fluctuations des énergies renouvelables.

Modernisation des réseaux de transport

L´actuelle programmation fédérale de développement des réseaux de transport  estime que 7644 km sont prioritaires /10/. L´épine dorsale est constituée par des tracés nord – sud en courant continu d´une longueur totale d´environ 2100 km.

Or la construction des lignes est lente. Outre les contraintes administratives, l’installation de nouvelles lignes se heurte aux refus des riverains et des associations de protection de la nature. Les autorités ont pris la décision de la mise en souterrain du réseau électrique pour une grande partie, sans parvenir à calmer toutes les résistances. Environ 16% (1242 km) des lignes THT sont réalisés à la fin du troisième trimestre 2019 /10/.

Faits marquants en 2019 

Commission Charbon – Recommandations d´une sortie progressive du charbon d´ici 2038 

Une commission gouvernementale, appelée « Commission Charbon » a émis en janvier 2019 un rapport avec des propositions pour atteindre les objectifs en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 /5/.

Elle préconise entre autres une sortie progressive des centrales à charbon et au lignite d´ici 2038, avec deux étapes intermédiaires : réduire d´ici 2022 la capacité des centrales sur le réseau à 30 GW (15 GW de lignite et 15 GW de houille), à 17 GW en 2030 (9 GW de lignite et 8 GW de houille) et à zéro GW au plus tard à la fin 2038.

L’objectif du gouvernement fédéral était de mettre en œuvre par voie législative les recommandations de la Commission Charbon d’ici fin 2019. Mais l´adoption de la loi sur la sortie du charbon (Kohleausstiegsgesetz) a été reportée à 2020. Le calendrier initial n´a pas pu être respecté en raison de la grande complexité de la loi et des négociations en cours avec les exploitants sur les dédommagements pour l’arrêt de leurs centrales à charbon/lignite.

Adoption du programme de protection du climat 2030 (Klimaschutzprogramm 2030) et de la loi fédérale de protection du climat (Bundes – Klimaschutzgesetz)

Le gouvernement allemand a adopté en octobre 2019 le programme de protection du climat 2030 (Klimaschutzprogramm 2030) et le projet de loi fédérale de protection du climat (Bundes-Klimaschutzgesetz).

Après examen par le Parlement et le Bundesrat, la chambre haute du Parlement, la loi fédérale de protection du climat a été adopté définitivement juste avant Noël 2019. Elle est entrée en vigueur le 18.12.2019 /11 /.

La nouvelle loi a pour objectif d´atteindre la neutralité carbone de l’Allemagne d’ici 2050 et une réduction de 55 % des émissions de gaz à effet de serre d’ici 2030 par rapport à 1990 comme étape intermédiaire. Pour y arriver la loi fixe 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. 

Adoption d´un prix carbone dans les secteurs des transports et de chauffage/refroidissement

Un compromis a été également trouvé au sujet de la loi sur l’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre (Brennstoffemissionshandelsgesetz) entrée en vigueur en décembre 2019 /11/. Il s´agit de l´instauration d´un système national de certificats d’émissions, c´est à dire un « prix carbone » pour les émissions de CO2 dans les secteurs des transports et de chauffage/refroidissement non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émission.

Initialement prévu à 10 Euros par tonne, ce prix de l’émission de CO2 sera finalement fixé à 25 Euros à partir du 1er janvier 2021. Il s´agit du principal changement demandé par le Bundesrat. Le prix de ces émissions de CO2 augmentera ensuite de 5 Euros par an en 2022 et 2023 puis de 10 Euros par an et passera donc 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. Le gouvernement fédéral lancera une modification de la loi au printemps 2020.

Arrêt définitif de la tranche 2 de la centrale nucléaire de Phillipsburg 

Selon les dispositions de la loi atomique de 2011, la deuxième tranche (réacteur à eau sous pression d’une puissance électrique nette de 1402 MW) de la centrale nucléaire de Philippsburg, en Bade-Wurtemberg, a été définitivement arrêtée fin 2019 après 35 ans de fonctionnement /12/. Six tranches d´une puissance électrique totale nette de 8107 MW sont encore en service. Selon la loi atomique, 3 tranches d´une puissance électrique totale nette de 4058 MW seront arrêtées définitivement fin 2021 et les 3 tranches restantes au plus tard fin 2022.

Compte tenu du retard sur le développement du réseau, cette situation sera un challenge pour la sécurité du réseau, notamment du Sud de l´Allemagne, où réside une partie importante de l’industrie et donc de la consommation électrique.

L´agence fédérale des réseaux a approuvé la construction de 1200 MW de capacité de soutien de réseau répartie sur 4 régions en Allemagne du sud /16/ afin d´assurer la sécurité du système électrique dans la période allant de l´arrêt du nucléaire à la mise à disposition des nouvelles lignes. Les appels d’offres sont mis en œuvre par les gestionnaires de réseaux de transport et sont « technologiquement neutres ». Il est possible de faire appel à des installations conventionnelles de production, telles que des centrales à gaz, qu´à des charges interruptibles et à des installations de stockage. La mise en service des installations est prévue à partir d´octobre 2022. Elles seront maintenues en fonctionnement pendant dix ans et financées par le tarif d´utilisation du réseau.

Selon une étude du centre allemand pour l’aéronautique et l’astronautique et de l´université de Stuttgart /13/, l’approvisionnement en électricité en Allemagne serait assuré jusqu´en 2025. Mais pour les situations critiques, le sud de l’Allemagne sera tributaire de la fourniture d´électricité par le nord de l’Allemagne ou par les pays voisins. Cette étude n’a toutefois pas vérifié si les pays voisins pourraient fournir à l’Allemagne du sud l´électricité manquante.

Références 

/1/ AG Energiebilanzen (2020, Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2019,  en ligne : https://www.ag-energiebilanzen.de/

/2/ AG Energiebilanzen (2019), Bruttostromerzeugung in Deutschland nach Energieträgern, en ligne : https://www.ag-energiebilanzen.de/

 /3/ BDEW (2020) Stromerzeugung und – verbrauch in Deutschland, en ligne : https://www.bdew.de/media/documents/20200211_BRD_Stromerzeugung1991-2019.pdf

 /4/ AGORA-Energiewende (2020) Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2019, en ligne : https://www.agora-energiewende.de/fileadmin2/Projekte/2019/Jahresauswertung_2019/171_A-EW_Jahresauswertung_2019_WEB.pdf

 /5/ Allemagne-Energies (2019) : Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038, en ligne : https://allemagne-energies.com/2019/01/27/allemagne-une-sortie-du-charbon-preconisee-dici-2038/

/6/ BNetzA (2020) Kraftwerksliste, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html

/7/ Allemagne-Energies (2019) : Allemagne : La charge de soutien aux énergies renouvelables électriques augmente de 5,5% en 2020, en ligne : https://allemagne-energies.com/2019/10/18/allemagne-la-charge-de-soutien-aux-energies-renouvelables-electriques-augmente-de-55-en-2020/

/8/ Eurostat Base des données. Commission européennes. En ligne : https://ec.europa.eu/eurostat/data/database.

/9/ UBA (2020) : „ Entwicklung der spezifischen Kohlendioxid-Emissionen des deutschen Strommix in den Jahren 1990 – 2019“, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/1410/publikationen/2020-04-01_climate-change_13-2020_strommix_2020_fin.pdf

/10/ Bundesnetzagentur (2019) Leitungsvorhaben, en ligne : https://www.netzausbau.de/leitungsvorhaben/de.html

/11/ 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

/12/ 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/

 /13/ IER, IFK, DLR (2018) Versorgungssicherheit in Süddeutschland bis 2025 –sichere Nachfragedeckung auch in Extremsituationen? En ligne:  https://um.baden-wuerttemberg.de/fileadmin/redaktion/m-um/intern/Dateien/Dokumente/2_Presse_und_Service/Publikationen/Energie/181218_Studie_Versorgungssicherheit-Sueddeutschland-2025.pdf

/14/ Allemagne-Energies (2020) Retour d´expérience des appels d´offres de 2017 à 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/

/15/ Allemagne-Energies Bilans énergétiques : Comparaison Allemagne et France, en ligne : https://allemagne-energies.com/bilans-energetiques/

/16/ BNetzA (2017) Bericht zur Ermittlung des Bedarfs an Netzstabilitätsanlagen. gemäß §13k EnWG. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/BNetzA_Netzstabilitaetsanlagen13k.pdf?__blob=publicationFile&v=3.

/17/ Deutsche WindGuard (2020), Windenergiestatistik: Windenergie-Ausbau in Deutschland, en ligne : https://www.windguard.de/windenergiestatistik.html

/18/ Bundesnetzagentur (2020) , SMARD , Negative Strompreise, en ligne : https://www.smard.de/home/topic-article/444/15412

/19/ UBA (2020), communiqué de presse du 16.03.2020 „Treibhausgasemissionen gingen 2019 um 6,3 Prozent zurück“, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/dokument/trendtabelle-sektoren-vorlaeufige-thg-daten-2019

/20/ Allemagne-Energies (2020), L´Allemagne atteindra-t-elle son objectif climatique 2020 grâce à l´hiver doux et l´épidémie de coronavirus ? En ligne : https://allemagne-energies.com/2020/03/22/lallemagne-atteindra-t-elle-son-objectif-climatique-2020-grace-a-lhiver-doux-et-lepidemie-de-coronavirus/

/21/ BnetzA (2020), Netzreservebedarf Strom für 2020/2021 und 2024/2025, communiqué de presse du 04 05 2020, Bundesnetzagentur, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2020/20200504_Reservebedarf.html?nn=265778

/22/ SMARD Strommarktdaten. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.smard.de/blueprint/servlet/page/home/46.

Allemagne : turbulences de l’équilibrage du système électrique en juin 2019 – État d’avancement de l’enquête

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(Texte mis à jour le 07.09.2020)

Temps de lecture : 4 min

En juin 2019, pendant trois jours, il y a eu des désordres considérables dans le système électrique allemand. Selon les gestionnaires des réseaux de transport, la situation était très tendue et n’a pu être maîtrisée qu’avec le soutien des voisins européens. Selon l’Agence Fédérale des Réseaux, il n’y a cependant pas eu de risque de blackout. L´événement a eu un large écho dans la presse allemande /1/, /2/, /3/. 

L’analyse des événements par les GRT /4/ a montré que des incertitudes de pronostic de la production des énergies renouvelables intermittentes ne pouvaient à elles seules expliquer l’étendue et l’ampleur du déséquilibre observé.  Les soupçons se sont confirmés que les désordres ont été causés en grande partie par un disfonctionnement de certains opérateurs.

L’Agence fédérale des réseaux a engagé en septembre 2020 des procédures d’amende contre trois opérateurs soupçonnés de manipulation du marché /9/.

Les 6, 12 et les 25/26 juin, il y a eu des écarts considérables entre la quantité d’électricité injectée sur le réseau et la quantité d’électricité soutirée. Le déficit a atteint plus de 6 000 MW les 6 et 25 juin et près de 10 000 MW le 12 juin. Des déséquilibres considérables ont existé pendant plusieurs heures ces jours-là /4/.

Les gestionnaires de réseaux de transport (GRT) allemands ont dû non seulement activer pleinement les réserves de puissance disponibles et le dispositif d’interruptibilité des grands consommateurs industriels, mais aussi mettre en œuvre des mesures supplémentaires, notamment des approvisionnements en électricité à la bourse et le recours aux réserves de puissance auprès des GRT à l’étranger.

Le déficit n’a pas seulement entraîné une campagne d’aide de la part des voisins européens, qui ont injecté de l’électricité sur le marché allemand mais les prix sur le marché des réserves d’équilibrage ont également grimpé en flèche à la bourse. Le coût d´un mégawatt de puissance de réserve tertiaire s’élevait à plusieurs milliers d’euros à son apogée.

Suite aux problèmes rencontrés, les GRT ont augmenté leur capacité de réserve secondaire et tertiaire /4/.

Disfonctionnement de certains responsables d´équilibre

Le 6 et le 12 juin les pronostics concernant la production à partir des énergies renouvelables intermittentes ont été soumis à des incertitudes accrues. En outre, en cours de journée, des réactions (opérations de vente d´électricité en bourse) des gestionnaires des périmètres d’équilibre suite aux prix spot élevés ont été enregistrées. En revanche le 25 juin, aucun écart significatif par rapport aux pronostics en matière de production d’énergies renouvelables n’était connu, mais à nouveau des opérations de vente en bourse des gestionnaires des périmètres d’équilibre suite aux prix spot élevés étaient mises en évidence.

Pour ces trois jours, les faibles prix de rémunération des services systèmes (< 100 €/MWh) et de l’énergie d’équilibrage uniforme (reBAP) n´ont guère incité au maintien d’équilibre. C’est l’une des principales raisons de l’ampleur du déséquilibre du système et dans certains périmètres d’équilibrage  – mis à part les écarts de pronostics dus à des situations météorologiques difficiles le 6 et en partie le 12 juin.

En conclusion, l’analyse des événements par les GRT /4/ a montré que des incertitudes de pronostic de la production des énergies renouvelables intermittentes ne pouvaient à elles seules expliquer l’étendue et l’ampleur du déséquilibre observé. La cause du déficit important de l´électricité entre l’électricité injectée et consommée dans plusieurs périmètres d’équilibre n´a pas été un manque de capacité de production mais le fait que la quantité d´électricité nécessaire pour couvrir la demande n´a pas été achetée au marché day-ahead par certains opérateurs.

La poursuite de l’enquête a mis en évidence d’éventuels manquements aux obligations par certains responsables d´équilibre : suspicion de vente à découvert «short selling» d´électricité en bourse aux prix spot élevés sans disposer de la quantité d´injection nécessaire pour l´équilibrage.

La réponse du gouvernement aux questions du Parlement en août 2019 /5/ confirme que la cause principale était un disfonctionnement de certains responsables d´équilibre ce qui a provoqué des écarts importants entre les injections et les soutirages au sein des périmètres d’équilibre.

Les responsables d’équilibre sont des opérateurs qui se sont engagés auprès des GRT à maintenir, contre rémunération, l’équilibre entre l’offre et la demande. Le périmètre d’équilibre est constitué par des injections (sites physiques de production, achats en bourse ou à d’autres acteurs, importations) et des soutirages (sites physiques consommateurs, ventes en bourse ou à d’autres acteurs).

L´Agence Fédérale des Réseaux a ouvert en octobre 2019 une enquête contre des opérateurs en vue d’éventuels manquements à leurs obligations contractuelles de maintien d´équilibre /6/.

De plus, l’Agence fédérale des Réseaux a défini fin 2019 des mesures complémentaires pour renforcer la fiabilité des responsables d’équilibre dans le secteur de l’électricité /7/. L´objectif est d´inciter les responsables d’équilibre à mieux gérer leurs périmètres d’équilibre et de permettre plus rapidement des actions d’équilibrage menées par les GRT.

L´Agence Fédérale des Réseaux confirme par communiqué de presse du 30 avril 2020 /8/ le manquement de plusieurs opérateurs à leurs obligations contractuelles. Ils ont provoqué dans leurs périmètres d’équilibrage un équilibre insuffisant entre l’alimentation et le soutirage. Ce fait a été en grande partie responsable pour les importants désordres dans le système électrique en juin 2019.

Après une évaluation approfondie de plus de cent millions de données relatives aux périmètres d’équilibrage, 21 cas lors des trois jours de juin 2019 semblent indiquer que des acteurs du marché ont délibérément vendu de l’électricité sur le marché intraday à des prix très élevés sans avoir l’intention de se procurer ou de produire le volume d’électricité nécessaire. Des procédures d’amende ont été engagées en septembre 2020 contre trois opérateurs pour manipulations du marché /9/.

Références

/1/ Energate Messenger (2019), « Turbulenzen im Regelenergiemarkt », en ligne: https://www.energate-messenger.de/news/192785/turbulenzen-im-regelenergiemarkt

/2/ Die Welt (2019), « An mehreren Tagen im Juni wurde in Deutschland der Strom knapp », en ligne : https://www.welt.de/wirtschaft/article196229401/Chaos-im-deutschen-Stromnetz-An-mehreren-Tagen-im-Juni-wurde-in-Deutschland-der-Strom-knapp.html

/3/ Spiegel Online (2019), « Blackout-Gefahr,  Deutsche Netzbetreiber kämpfen mit akuter Stromnot », en ligne :  https://www.spiegel.de/wirtschaft/unternehmen/stromnetz-deutsche-netzbetreiber-kaempften-mit-akuter-stromnot-a-1275323.html

/4/ GRT allemands (2019) Investigation on system imbalances in Germany in June 2019, Report from November 19th, 2019 (analysis from August 2019), Study balancing state June 2019

/5/ Deutscher Bundestag (2019), Drucksache 19/12392, Antwort der Bundesregierung auf Kleine Anfrage „Gefährdung der Versorgungssicherheit durch Engpässe in der Stromerzeugung“, en ligne : https://dip21.bundestag.de/dip21/btd/19/123/1912392.pdf

/6/ Bundesnetzagentur (2019), communiqué de presse du 22.10.2019, „Bundesnetzagentur eröffnet Aufsichtsverfahren gegen sechs Bilanzkreisverantwortliche, Reaktion auf Bilanzungleichgewichte im Juni 2019“, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2019/20191022_BK6.html?nn=265778

/7/ Bundesnetzagentur (2019), communiqué de presse du 5.12.2019, „Bundesnetzagentur legt Maßnahmen zur Stärkung der Bilanzkreistreue im Strombereich fest“, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2019/20191211_Bilanzkreistreue.html?nn=265778

/8/ Bundesnetzagentur (2020), communiqué de presse du 30.04.2020, Bundesnetzagentur veröffentlicht Jahresbericht 2019, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2020/20200430_Jahresbericht.pdf?__blob=publicationFile&v=2

/9/ Bundesnetzagentur (2020), communiqué de presse du 7.9.2020, Marktmanipulationen am Energiegroßhandelsmarkt im Zusammenhang mit Bilanzungleichgewichten im Juni 2019 – Bundesnetzagentur eröffnet Bußgeldverfahren gegen drei Marktteilnehmer, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2020/20200907_Marktmanipulation.pdf?__blob=publicationFile&v=3

Allemagne : la part des énergies renouvelables à la consommation d’électricité atteint 44% au premier semestre de 2019

Temps de lecture : 2 min

La part des énergies renouvelables à la consommation intérieure brute d’électricité au premier semestre de 2019 (~ 290 TWh) a atteint 44%, sous réserve que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables soit entièrement affectée à la consommation intérieure et seule l´électricité produite à base de centrales conventionnelles soit exportée. A titre de comparaison : au premier semestre 2018, la part des énergies renouvelables dans la consommation d’électricité s´élevait à  39%.

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Figure 1 : Consommation intérieure brute d’électricité au premier semestre de 2019 (source BDEW)

Ceci est le résultat des calculs préliminaires du centre de recherche sur l’énergie solaire et l’hydrogène de Bade-Wurtemberg (ZSW) et de la fédération des industries de l’énergie et de l’eau (BDEW) /1/.

Avec 55,8 TWh, l´éolien terrestre a été le plus grand producteur d´électricité renouvelable. Cela correspond à une augmentation de 18% par rapport au 1er semestre 2018 (47,3 TWh). Le photovoltaïque a  fourni 24 TWh  (1er semestre 2018: 23 TWh). Le taux de croissance le plus élevé a été atteint par l´éolien offshore avec une production de 12 TWh, soit  une augmentation de 30% par rapport au premier semestre 2018 (9,2 TWh). La production des autres énergies renouvelables (biomasse et hydraulique) est avec 36,7 TWh pratiquement restée constante (premier semestre de 2018: 37,2 TWh).

L´augmentation de la production des énergies renouvelables au premier semestre 2019 est principalement attribuée aux conditions météorologiques exceptionnelles.  Un nouveau record de production d´éolien a été enregistré en mars, mais dans les autres mois aussi le facteur de charge des éoliennes a été toujours supérieur aux valeurs moyennes de référence. A titre d´exemple, le facteur de charge d´éolien offshore a été d´environ 43% au premier semestre 2019.

Références

/1/ BDEW : Communiqué de presse du 26.6.2019 « Zahl der Woche / Halbjahres-Rekord: Erneuerbare Energien decken 44 % des Stromverbrauchs in Deutschland » https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/zahl-der-woche-halbjahres-rekord-erneuerbare-energien-decken-44/

Le paysage énergétique allemand en 2018 (mise à jour du 27.08.2019)

L´édition 2019 est disponible ici

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Temps de lecture 15 min

Selon les dernières données statistiques, l’évolution énergétique en Allemagne sur 2018 se caractérise comme suit :

  • La consommation énergétique (énergie primaire) a baissé de 3,5% par rapport à 2017 et de 2,4% corrigée des aléas climatiques
  • la production brute d´électricité s´élève à ~ 647 TWh, légèrement inférieure par rapport à 2017 (~ 654 TWh), la consommation d´électricité recule à 596 TWh (2017 : 599 TWh)
  • la part des filières renouvelables augmente de deux pourcents à 35% (226 TWh) de la production brute, leur capacité installée atteint 120 GW
  • la part de production à partir des énergies fossiles (fioul, gaz, charbon et lignite) s´élève à ~ 48% moins trois pourcents par rapport à 2017 (~ 51% de la production brut)
  • la production du nucléaire se maintient au niveau de 2017 (~ 76 TWh ) malgré l´arrêt définitif de la tranche B (1344 MWe) de la centrale nucléaire de Gundremmingen fin 2017
  • Le solde exportateur (échanges physiques) est avec 51 TWh en léger recul par rapport à 2017 (55 TWh)
  • Selon les données provisoires, les émissions de gaz à effet de serre baissent de 4,5%

Consommation énergétique

Selon le rapport pour l´année 2018 de AG Energiebilanzen (AGEB 2019b), la consommation d´énergie primaire a reculé à 12.963 PJ, moins 3,5 % par rapport à l´année précédente (2017 : 13.440 PJ). La baisse de la consommation d´énergie primaire s’explique notamment par les températures particulièrement douces observées durant toute l’année. Avec 12,3%,  l’écart à la température moyenne a été important en 2018. La baisse de la consommation énergétique corrigée des aléas climatiques s´élève à 2,4%. D’autres effets sont l´ amélioration de l’efficacité énergétique et la hausse des prix de l’énergie.

Malgré un léger recul des énergies fossiles en 2018 (charbon, lignite et pétrole), elles couvrent presque 80 % de la consommation d´énergie primaire du pays, l’énergie nucléaire représente 6,4 % et les énergies renouvelables 14,0 % (voir figure 1).

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

Néanmoins, l´objectif de la transition énergétique de réduire la consommation d´énergie primaire de 20% d´ici 2020 par rapport à 2008 ne sera très vraisemblablement pas atteint. Selon (BMWi 2018), une réduction d´environ 11% d´ici 2020 parait encore vraisemblable.

Production et consommation d´électricité

Selon le rapport pour l´année 2018 de l´AG Energiebilanzen (AGEB 2019a) la production brute d’électricité allemande, 646,8 TWh, est en léger recul par rapport à 2017 (653,6 TWh). La production nette s´élève à 613,1 TWh en 2018 (BDEW 2019).

La consommation intérieure brute recule à 595,6 TWh, moins 0,5% par rapport à 2017 (598,7 TWh)

Fig 2 production electricite 2018
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2018 (données entre parenthèses pour 2017)

Le tableau ci-dessous détaille l´évolution de la production brute d´électricité pour chaque filière en 2018 par rapport à 2017 (AGEB 2019a).

tableau 3_2019
Tableau : Production brute d´électricité 2017 et 2018

La production à partir du lignite recule légèrement, en revanche le charbon marque une forte baisse (-10,4%)  notamment à cause de l´arrêt d´une capacité de 879 MW, c´est-à dire environ 3% de la capacité totale installée.

Le nucléaire se maintient au même niveau qu´en 2017 grâce à une disponibilité accrue ayant compensé l´arrêt définitif de la tranche B (1344 MWe) de la centrale nucléaire de Gundremmingen fin 2017.

La production à base de gaz est en léger recul notamment à cause de l´augmentation de la part de production des énergies renouvelables.

Les filières renouvelables progressent de 4,7 % à 226,4 TWh (2017 : 216,2 TWh) pour représenter 35,0 % (2017 : 33,1 %) de la production brute. Les sources intermittentes (éolien et photovoltaïque) sont de loin le plus grand contributeur.  Le photovoltaïque connait la croissance la plus forte par rapport à 2017, suivi de l´éolien offshore. Seule l´hydroélectricité est en forte baisse pour cause de sécheresse persistante en 2018.

L’électricité allemande reste malgré tout très dépendante des combustibles fossiles (lignite, charbon, gaz et fioul) dont la part s´élève à ~ 48% de la production brute en recul de 3% par rapport à 2017 (~ 51%).

Mais malgré la dominance des énergies fossiles, la production à base de charbon et lignite est – contrairement aux idées reçues – en baisse continue depuis plusieurs années (voir figure 3) et a été presque rattrapée par les énergies renouvelables en 2018 (AGEB 2019b, 2019a).

Fig 3 evolution production electricite 2009-2018
Figure 3 : Evolution de la production brute des différentes filières depuis 2009

Surévaluation systématique de la part des énergies renouvelables  

Selon Fraunhofer ISE (Fraunhofer ISE 2019), la part des énergies renouvelables aurait dépassé les 40 % en 2018. En effet, si l´on utilise comme base de calcul la part de production nette injectée dans le réseau public (542,5 TWh), au lieu de la production nette totale de 613,1 TWh (BDEW 2019), tout en supprimant l´autoproduction de l´industrie on arrive à ce résultat.

Le gouvernement allemand utilise comme objectif la part des énergies renouvelables à la consommation brute nationale. Ce faisant, on utilise l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement consommée en Allemagne et seule l´électricité produite à base de centrales conventionnelles est exportée.

De facto, ces calculs ne correspondent pas à la réalité et reviennent à surévaluer systématiquement la part des énergies renouvelables (FAZ 2019).

Sous l´hypothèse du gouvernement allemand que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement affectée à la consommation intérieure brute (~ 596 TWh), leur part arrive à 38 % (2017 : 36,1%).  L´objectif 2020 du gouvernement d´une part de 35% à la consommation brute étant déjà dépassé, le nouvel objectif est maintenant une part de 65 % d´ici 2030, ce qui nécessiterait encore une accélération du développement des énergies renouvelables (BDEW et ZSW 2018).

L´objectif de réduction de la consommation de l´électricité hors de portée

Selon l’objectif de la transition énergétique, les allemands devraient réduire leur consommation d’électricité de 10 % d’ici 2020 par rapport à 2008. Après une baisse considérable lors de la crise économique en 2008/2009, la consommation a dépassé à nouveau les 600 TWh et stagne depuis autour de cette valeur. Avec seulement – 4 % réalisé fin 2018, l’objectif de 2020 est bien loin (voir figure 4). Selon (BMWi 2018), une réduction autour de 5% pourrait être atteinte d´ici 2020.

Le léger recul de la consommation d’électricité en 2018 est dû à la  concomitance  d’une météo clémente et d’un fléchissement conjoncturel dans l´industrie.

Fig 4 evolution conso electricite 2009-2018
Figure 4 : Evolution de la consommation brute d´électricité depuis 2008

Puissance installée

Selon (Agora Energiewende 2019; BNetzA 2019; BMWi 2019b), la puissance installée des énergies renouvelables a augmenté d´environ 7 GW à 120 GW en 2018, dont 3,3 GW éolien et 3 GW photovoltaïque. Le parc d´énergies renouvelables intermittentes dépasse maintenant les 104 GW (voir figure 5).

Le parc conventionnel est en léger recul d´environ 2 GW en raison de l´arrêt définitif de la tranche nucléaire B (1,3 GW) de Gundremmingen et de l´arrêt d´une capacité de 0,9 GW à base de charbon (AGEB 2019b; BNetzA 2019; BMWi 2019b).

Il faut toutefois noter que 81 GW (hors STEP) du parc conventionnel opèrent sur le marché de l’électricité. Environ 8,8 GW constituent une « réserve de sécurité » ou une « réserve des réseaux » donc ne fonctionnent qu´en situation exceptionnelle et environ 2,7 GW sont provisoirement fermés. Les 11,5 GW « hors réseau » sont répartis comme suit :  5,1 GW centrales à gaz, 4,6 GW centrales au lignite et au charbon et 1,8 GW centrales au fioul (BNetzA 2019).

Fig 5 Puissance installee 2017_2018_1
Figure 5: Puissance installée en 2017 et 2018

Échanges transfrontaliers d’électricité

En 2018, le solde exportateur est avec ~ 51 TWh en légère baisse (2017 : 55 TWh). Au total l´Allemagne a exporté 82,7 TWh et importé 31,5 TWh (AGEB 2019b). Il s´agit des échanges physiques et non pas des échanges commerciaux. Le solde est calculé par la différence entre l’énergie exportée et l’énergie importée aux frontières entre le réseau allemand et les pays frontaliers. Pour la plus grande part ce sont des flux en transit vers d´autres pays que les pays limitrophes et des flux en boucle résultant du déficit des lignes de transport en Allemagne.

Fig 6 solde echanges
Figure 6 : Export et import (échanges physiques) en TWh

Evolution des prix spot et des prix négatifs

La hausse du prix du CO2 européen et l´augmentation du coût de combustible ont conduit en 2018 à une augmentation significative d´environ 30% du prix spot sur le marché par rapport à 2017. La figure 7 montre l´évolution des prix (baseload) sur le marché spot (EEX) pour 2011-2017 selon (BNetzA 2018) et (Agora Energiewende 2019) pour 2018.

fig 7 prix spot 2011_2018
Figure 7 : Evolution des prix sur le marché spot (EEX)

Malgré l´augmentation du prix du CO2 (~ 22 €/t CO2  fin 2018) les centrales à lignite restent de loin la forme la plus avantageuse de production d´électricité à base de combustible fossile.

Depuis leur introduction à la bourse EPEX Spot en 2008, on observe des prix négatifs au marché spot. Il s´agit d’épisodes rares qui peuvent notamment survenir lors des creux de consommation en raison de capacités de production intermittentes (éolien, solaire). En Allemagne des prix négatifs sont principalement observés lorsque les énergies renouvelables fatales (éolien et solaire) couvrent une part importante de la consommation. Le nombre de pas horaires avec des prix négatifs en Allemagne a fortement augmenté depuis 2015 et reste élevé en 2018.  La figure 8 montre le nombre de pas horaires (marché Day Ahead) et quarts d´heures (marché Intraday) à la bourse EPEX spot selon (Agora Energiewende 2019).

fig 8 prix negatif
Figure 8 : nombre de pas horaires (marché Day Ahead) et quarts d´heures (marché Intraday) à la bourse EPEX Spot

Émissions de gaz à effet de serre

Selon les premières estimations de l´agence fédérale de l´environnement (BMU 2019), les émissions de gaz à effet de serre sont en recul d´environ 41 Mt CO2éq  par rapport à 2017, principalement grâce à la baisse de la consommation énergétique (voir plus haut). Les réductions les plus importantes ont été enregistrées dans le secteur de l´énergie et pour les ménages, seul un léger recul dans le secteur des transports.

Les émissions de la production d´électricité ont baissé d´environ 12,5 Mt CO2éq  (AGEB 2019b; BDEW 2018).  La raison principale est la baisse de la production totale déjà mentionnée plus haut.

La figure 9 montre l´évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an (données 1990 à 2017 selon (UBA 2018), estimations pour 2018 selon (BMU 2019). En 2018 l´Allemagne a baissé ses émissions de 30,8 % par rapport à 1990.

Fig 9 emission 2018
Figure 9 : Évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an

Le mix électrique est néanmoins encore très carboné, le contenu carbone moyen du secteur électrique allemand atteignait 472 gCO2/kWh en 2018 (Agora Energiewende 2019) soit une combustion du combustible dans des centrales presque 12 fois plus émettrice qu’en France (40 gCO2/kWh en 2018 selon (OIE 2019)).

L’Allemagne prévoit de réduire ses émissions de gaz à effet de serre de 40 % d’ici 2020 par rapport à 1990. Cet objectif est hors de portée. Au mieux, une réduction de 32% pourrait être atteinte d´ici 2020 (Allemagne-Energies 2019a). Le problème est que les émissions des autres secteurs (chaleur et refroidissement, transports) ne baissent pas suffisamment.

Partant de la constatation qu’il n´est plus possible d’atteindre l´objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre, il est prévu de combler l´écart au mieux. Une commission gouvernementale, appelée « Commission Charbon », a émis fin janvier 2019 un rapport avec des propositions pour réduire l´écart par rapport à l´objectif 2020 et pour atteindre les objectifs en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 (Allemagne-Energies 2019b). Elle préconise une sortie progressive des centrales à charbon et au lignite d´ici 2038 et la fermeture d’ici 2022 d’une capacité de 12,5 GW.

Des risques en matière de sécurité d’approvisionnement dans l´avenir ?

L’Allemagne a décidé de sortir du nucléaire d´ici 2022; soit une perte sèche de 9,5 GW équivalent à 12 % de sa production d´électricité. A cela s´ajoutera – si le gouvernement allemand suit les recommandations de la Commission Charbon – la mise hors service de 12,5 GW de centrales à charbon et lignite. L´Allemagne perdrait donc d´un coup 22 GW de moyens pilotables d´ici fin 2022.

Les quatre grands gestionnaires de réseaux de transport allemands – les GRT – ont publié en  janvier 2019 les bilans prévisionnels de l’équilibre offre – demande 2017 à 2021 (GRT 2019).     En situation de pointe, le pays pourrait faire face à un déficit d’approvisionnement en électricité de 5,5 GW dès 2021, hors importation.

Le niveau de l’aide apportée par des pays voisins lors des situations de pointe dépend de leur propre situation d’équilibre offre-demande. Or on constate une même tendance dans de nombreux pays européens à réduire les capacités de moyens pilotables concomitamment au développement massif des énergies renouvelables intermittentes. En cas de défaut de moyens de production à l’échelle européenne, un pays en limite de sa capacité de production acceptera-t-il d´aider un autre qui serait plus touché ?

Ce n’est donc pas sans raison que 10 associations professionnelles du secteur de l’électricité ont lancé en octobre 2018 un appel commun pour que la politique s´occupe de la sécurité d´approvisionnement en Europe (Allemagne-Energies 2018). Si les gouvernements n’apportent pas de corrections, la solidarité actuelle entre les pays pour se secourir en situation de pointe extrême serait en péril d’ici quelques années.

En revanche, selon le dernier rapport « monitoring » du Ministère Fédéral de l’Économie et de l´Energie, publié en juillet 2019 (BMWi 2019a), la sécurité d´approvisionnement ne serait pas en péril à l´horizon 2030.

Le rapport « monitoring » qui est publié à intervalles réguliers (au moins tous les deux ans) confirme que l´Allemagne continue de bénéficier d’un très haut niveau de sécurité d’approvisionnement au niveau international.

Pour le marché de l’électricité, certains indicateurs se sont établis en Europe pour évaluer la sécurité d’approvisionnement. Elle est assurée si les indicateurs respectent certaines valeurs.

Pour l´Allemagne, une expertise détaillée  a conclu qu’il existe une « probabilité d’équilibrage de la charge » de 99,94% : c´est-à-dire que la demande du marché de l’électricité est couverte par l’offre disponible. L´expertise tient compte de divers scénarios, tels que les différentes conditions météorologiques ou les effets des arrêts imprévus de centrales électriques, y compris la sortie progressive des centrales à charbon/lignite préconisée par la Commission Charbon.

L´expertise montre que les importations temporaires nécessaires seraient disponibles en toute sécurité jusqu’en 2030 malgré une réduction significative des moyens pilotables classiques (environ 90 à 100 GW) dans les pays voisins. L’intégration du marché européen de l’électricité se poursuivra, notamment par l’extension des interconnexions.

Tout cela signifie qu’en 2030, le marché européen de l’électricité continuera à garantir un degré élevé de sécurité d’approvisionnement et que les consommateurs allemands peuvent être approvisionnés de manière fiable à tout moment.

 

Bibliographie

AGEB (2019a) Bruttostromerzeugung in Deutschland ab 1990 nach Energieträgern. Stand 06.03.2019. AG Energiebilanzen. En ligne : http://www.ag-energiebilanzen.de/.

AGEB (2019b) Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2018. AG Energiebilanzen. En ligne : http://www.ag-energiebilanzen.de/.

Agora Energiewende (2019) Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018. Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2019. Agora Energiewende. En ligne : https://www.agora-energiewende.de/fileadmin2/Projekte/2018/Jahresauswertung_2018/125_Agora-JAW-2018_WEB.pdf.

Allemagne-Energies (2018) Dix associations professionnelles du secteur de l’électricité signent un appel commun pour assurer la sécurité d´approvisionnement en Europe. En ligne : https://allemagne-energies.com/2018/10/10/dix-associations-professionnelles-du-secteur-de-lelectricite-signent-un-appel-commun-pour-assurer-la-securite-dapprovisionnement-en-europe/.

Allemagne-Energies (2019a) Chiffres clés du climat 2018 : l´Allemagne atteindrait son objectif 2020 à seulement 80%. En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/02/09/chiffres-cles-du-climat-2018-lallemagne-atteindrait-son-objectif-2020-a-seulement-80/.

Allemagne-Energies (2019b) Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038. En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/01/27/allemagne-une-sortie-du-charbon-preconisee-dici-2038/.

BDEW (2018) CO2-Emissionen der Energiewirtschaft sinken 2018 um 11 Millionen Tonnen. Communiqué de presse du 19.12.2018. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. En ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/co2-emissionen-der-energiewirtschaft-sinken-2018-um-11-millionen-tonnen/.

BDEW (2019) Nettostromerzeugung in Deutschland nach Erzeugern. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. En ligne : https://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/nettostromerzeugung-deutschland-nach-erzeugern/.

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