Allemagne : turbulences de l’équilibrage du système électrique en juin 2019

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Temps de lecture : 4 min

En juin 2019, pendant trois jours, il y a eu des déséquilibres 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. La recherche des causes est en cours. L´événement a eu un large écho dans la presse allemande /1/,/2/,/3.

Les 6, 12 et 25 juin, les besoins d’équilibrage du système électrique n’étaient pas couverts. Ces jours-là, les gestionnaires des réseaux de transport (GRT) ont constaté que la réserve secondaire et tertiaire (réserve-minute) n’était pas suffisante. Pour mémoire : la réserve tertiaire ou mécanisme d’ajustement est utilisée pour compléter la réserve secondaire si celle-ci est épuisée ou insuffisante pour faire face à un déséquilibre du réseau. Jusqu´à 8 GW de puissance de réserve auraient été nécessaires, mais seulement 3 GW étaient disponibles par contrat selon /5/.

Il est important d´assurer à tout instant l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité car lorsque le système n’est plus synchronisé, la fréquence fluctue par rapport à sa valeur de référence de 50 Hz. Le fort sous-approvisionnement du réseau allemand, c’est-à-dire la disponibilité d’électricité inférieure aux besoins, a entraîné une baisse de la fréquence du réseau interconnecté européen.

Les GRT se sont procuré des approvisionnements supplémentaires en électricité à la bourse et à l’étranger et ont utilisé le dispositif d’interruptibilité des grands consommateurs industriels.

Le déficit n’a pas seulement entraîné une campagne d’aide de la part des voisins européens, qui ont fortement injecté de l’électricité sur le marché allemand. 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.

Causes exactes non encore connues

Les quatre GRT et l’autorité de surveillance, l’Agence Fédérale des Réseaux, restent prudents quant aux causes. Tous deux veulent évaluer d’autres données en vue d’une « analyse minutieuse ». Cette enquête pourrait prendre plusieurs mois.

La situation des deux premiers jours, les 6 et 12 juin a vraisemblablement été causée par des erreurs de prévisions qui, sur la base des données météorologiques, estimaient une quantité d’énergie éolienne produite le lendemain et donc négociable à la bourse de l’électricité. Ces jours-là, cependant, le temps a été très instable sur l’Allemagne avec des vents forts qui se sont soudainement calmés. Cela a altéré la qualité des prévisions. En conséquence le système disposait de moins d’électricité que nécessaire /5/.

Le 25 juin a été extrêmement chaud. Amprion /5/ soupçonne qu’un nombre inattendu de personnes ont branché des climatiseurs et des réfrigérateurs ce jour-là – et que beaucoup plus d’électricité que pronostiquée a été tirée du réseau.

En principe, les acteurs du marché (fournisseurs, producteurs, etc.) sont incités à équilibrer à l’avance leurs injections et leurs soutirages sur le réseau pour minimiser les besoins d’équilibrage. Toutefois, il se peut que l’imprécision des prévisions de consommation et de production soit l´une des causes des problèmes. Les négociants en électricité ont donc commandé trop peu d’électricité et se sont fiés au fait que les réserves d’équilibrage disponibles étaient suffisantes.

En termes simples, l’électricité qui avait été vendue et que les GRT avaient prévue pour la stabilisation du système n’était pas fournie. Ces effets se sont probablement chevauchés.

Les marchés des réserves d’équilibrage ont fonctionné

Cependant, la dynamique des prix montre que, dans l’ensemble, la concurrence sur le marché des réserves de l’équilibrage fonctionne /4/ : des prix élevés attirent immédiatement plus d’offre, ce qui conduit directement à une chute rapide des prix et à une normalisation de la situation.

Il convient toutefois de garder à l’esprit qu’il est difficile de faire des prévisions précises en raison du développement massif des sources renouvelables intermittentes. Le vent et le soleil ont par nature une prévisibilité limitée. Pour certains experts, les coûts des réserves d’équilibrage devront augmenter en raison de l’augmentation des capacités de production d’électricité intermittente /4/.

Références

/1/ Energate Messenger (2019) : « Turbulenzen im Regelenergiemarkt », 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 », 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 », https://www.spiegel.de/wirtschaft/unternehmen/stromnetz-deutsche-netzbetreiber-kaempften-mit-akuter-stromnot-a-1275323.html

/4/ RWE team:news (2019)  » Stromnot in Deutschland » information interne

/5/ AMPRION (2019) : « Die Lage war besorgniserregend » , https://www.amprion.net/Netzjournal/Artikel-2019/Die-Lage-war-besorgniserregend

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)

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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).

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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).

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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 le 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/.

BDEW; ZSW (2018) Rekord: Erneuerbare decken 38 Prozent des Stromverbrauchs. Communiqué de presse du 13.12.2018. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V; Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg. En ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/rekord-erneuerbare-decken-38-prozent-des-stromverbrauchs/.

BMU (2019) Klimabilanz 2018: 4,5 Prozent weniger Treibhausgasemissionen. communiqué de presse du 5.4.2019. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit. En ligne : https://www.bmu.de/pressemitteilung/8465/.

BMWi (2018) Wirkung der Maßnahmen der Bundesregierung innerhalb der Zielarchitektur zum Umbau der Energieversorgung. Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Studien/wirkung-der-massnahmen-der-bundesregierung-innerhalb-der-zielarchitektur-zum-umbau-der-energieversorgung.pdf?__blob=publicationFile&v=4.

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