Transition énergétique allemande, Energiewende Deutschland, sortie du nucléaire, énergies renouvelables, économies d´énergie, réduction des émissions de gaz à effet de serre
Depuis 2012, McKinsey publie un baromètre semestriel pour analyser la progression de la transition énergétique allemande. Le cabinet s’appuie sur trois critères : la sécurité d’approvisionnement, l’économie et la protection de l’environnement et du climat. Le cabinet évalue 15 critères au regard des objectifs fixés par l’Allemagne à l’horizon de 2030.
Le baromètre actuel (septembre 2023) de McKinsey /1/ montre que 6 des 15 critères étudiés empruntent la bonne trajectoire, pour 4 critères la réalisation semble incertaine et pour 5 critères la réalisation des objectifs est considérée comme « irréaliste ».
De plus, McKinsey consacre ce baromètre à la nouvelle version de la stratégie nationale pour l’hydrogène du gouvernement allemand décidée en juillet 2023 /2/.
Le baromètre de la transition énergétique allemande de McKinsey
Six indicateurs sont au vert
Indicateur : part des énergies renouvelables dans la consommation brute d’électricité
Parmi les critères empruntant la bonne trajectoire figurent notamment l’objectif de la part des énergies renouvelables dans la consommation brute d’électricité. Sous l’hypothèse que l’électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation intérieure brute est au premier semestre 2023 avec 52,3% en hausse par rapport au deuxième semestre 2022 (46%) notamment grâce à la baisse de la consommation d’électricité /3/.
L’objectif d’étape de 45,7% étant dépassé, une part de 80% dans la consommation intérieure brute d’ici 2030 semble réalisable.
Indicateur : part des énergies renouvelables dans la consommation d’énergie finale
La part des énergies renouvelables dans la consommation d’énergie finale a atteint 20,4% au premier semestre 2023 et progresse légèrement par rapport au deuxième semestre 2022 (19,2%). Une part de 30% est actuellement visée en 2030.
Cependant les États de l´Union européenne et les eurodéputés se sont accordés en mars 2023 sur un nouvel objectif d´une part d´au moins 42,5% des énergies renouvelables dans la consommation énergétique à l´horizon de 2030 avec l’espoir de parvenir à 45 % /4/ : cela pourrait conduire à une révision à la hausse de l´objectif de l´Allemagne.
Indicateur : niveau du prix de l’électricité pour les industries non privilégiées
Le niveau du prix de l’électricité pour les industries non privilégiées (càd celles qui ne sont pas électro intensives), s’est amélioré malgré un prix moyen de gros sur le marché journalier toujours à un niveau plus élevé qu’avant la crise sanitaire.
Cela s’explique par la méthode de calcul de l’indicateur qui évalue les prix de l’électricité des industries non privilégiées par rapport à la moyenne européenne : si les prix dans les autres pays européens augmentent plus fortement qu’en Allemagne l’indicateur s’améliore. Actuellement le prix de l’électricité pour les industries non privilégiées se situe 1,4% en dessous de la moyenne européenne, alors qu’au deuxième semestre 2022 il était encore 3,5% au-dessus de la moyenne européenne.
Indicateurs : coupures de courant non prévues, capacités d’importation disponibles et nombre d’emplois dans le secteur des énergies renouvelables
Parmi les critères empruntant la bonne trajectoire figurent également : la durée moyenne en minutes d’interruption de l’approvisionnement d’électricité d’un consommateur final pendant une période considérée (SAIDI – System Average Interruption Duration Index), les capacités d’importation disponibles dans les pays voisins ainsi que le nombre d’emplois dans le secteur des énergies renouvelables de 344 100 actuellement (objectif 2030 : 322 100).
Quatre indicateurs dont la réalisation semble incertaine à l’horizon de 2030
Indicateur : le prix de l’électricité des ménages
Parmi les 4 indicateurs dont la réalisation semble incertaine figure le prix de l’électricité des ménages qui, en juin 2023, était 31% plus élevé que la moyenne européenne contre 28,5% en décembre 2022. La raison en est que la baisse des prix de gros a été répercutée souvent plus rapidement aux clients finaux à l’étranger et que le « bouclier tarifaire » mis en place en Allemagne a eu un effet moins important que prévu.
Indicateur : émissions de gaz à effet de serre
Les émissions de gaz à effet de serre se situeraient à 746 Mt CO2éq en 2022 soit 14 Mt CO2éq de moins qu’en 2021 /5/. Le rythme de réduction n’est pas encore suffisant pour atteindre la cible nationale de 65% de réduction d’ici 2030 (438 Mt CO2éq) par rapport à 1990. Il faudrait une réduction de 44 Mt CO2éq par an à partir de maintenant pour atteindre cet objectif.
Selon le rapport des experts sur les questions climatiques /6/, même si toutes les mesures sont mises en œuvre de manière conséquente, les émissions ne baissent pas assez vite et environ 200 Mt CO2éq se seront accumulées en trop d’ici 2030 par rapport à la Loi sur la Protection du Climat. Le gouvernement doit agir pour combler l´écart restant par rapport aux objectifs.
Indicateur : consommation d’énergie primaire
La consommation d’énergie primaire s’élève à 11.769 PJ (3.269 TWh) en 2022 ce qui correspond à une réalisation de seulement 83 % de l’objectif d’étape (11.216 PJ). En anticipant la nouvelle directive européenne relative à l´efficacité énergétique, le gouvernement allemand vise maintenant une réduction d´au moins 39,3% d´ici 2030 par rapport à 2008, soit 2252 TWh /7/.
Indicateur : capacité de réserve de moyens pilotables
La capacité de réserve de moyens pilotables a baissé de 17% par rapport au deuxième semestre 2022 suite à l’arrêt des dernières centrales nucléaires en avril 2023. L’indicateur est atteint à 100 % lorsque la capacité garantie de moyens pilotables permet de couvrir la demande pendant 99,94 % du temps.
Selon la méthode de calcul employée par McKinsey, la marge de réserve de moyens pilotables a baissé à 5,0% en 2023 contre 9,2% en 2022. Suite à la fermeture attendue de centrales à charbon il faudrait s’attendre à une dégradation supplémentaire de la marge dès 2024.
Cinq indicateurs sont au rouge
Indicateur : électromobilité dans le secteur des transports
En avril 2023, l’Allemagne comptait au total près de 2 millions de véhicules électriques, mais 4,2 millions auraient été nécessaires pour rester dans la bonne trajectoire.
A partir de maintenant il faudrait 1 million de nouvelles immatriculations de véhicules électriques par semestre pour atteindre l’objectif de 15 millions de voitures en 2030, or, jusqu’à présent, les nouvelles immatriculations par semestre n’atteignent même pas les 400 000.
Indicateur : coûts d’équilibrage du réseau de transport
Les coûts d’équilibrage sur le réseau de transport ont augmenté depuis le dernier baromètre de McKinsey passant de près de 22 € par MWh à plus de 24 € par MWh. On s’éloigne de plus en plus du seuil fixé par le cabinet de 1 € par MWh.
Les coûts liés à l’équilibrage s’élèvent à 4,2 Mds€ en 2022, soit presque deux fois plus qu’en 2021 (2,3 Mds€). La cause en est une superposition de plusieurs effets, amplifiée par le retard de la modernisation du réseau de transport. La part la plus importante dans la flambée des coûts s’explique par l’augmentation du volume de redispatching associée à des prix élevés de gros, cf. /8/.
Indicateur : développement du réseau de transport
L’objectif de développement du réseau (nouvelles lignes, renforcement des lignes existantes) est évalué par McKinsey à 11.720 km à l´horizon de 2030. Fin 2022 seuls 2.458 km ont été réalisés alors que la valeur cible pour fin 2022 est avec 5553 km de plus du double.
Des progrès ont tout de même été réalisés au sujet des procédures d’autorisation : alors qu’entre 2019 et 2021, seules ~150 km de lignes ont été approuvés par semestre, en 2022 c’était près de 500 km par semestre. Bien que l’atteinte de l’objectif pour 2030 soit toujours jugée irréaliste par McKinsey on peut donc espérer une certaine accélération du développement du réseau.
Indicateur : coûts d’énergie des ménages
L’indicateur mesure la part des coûts de l’énergie (électricité, gaz, mazout, carburants et autres combustibles) dans le panier de consommation en se basant sur l’indice des prix à la consommation. L’objectif est considéré comme atteint si une part de 10,1% n’est pas dépassée.
La part des couts de l’énergie énergétique des ménages dans le panier de consommation s’élève à 12,7%. Les coûts de l’énergie pour les ménages continuent d’évoluer de manière insatisfaisante : la réalisation de l’objectif d’une part de 10,1% reste donc irréaliste.
Indicateur : chaleur et froid produits à partir d´énergies renouvelables
Le développement des énergies renouvelables dans la consommation d´énergie finale du secteur de chaleur et de froid a été peu dynamique dans les dernières années. Leur part à la consommation finale atteint 17,4% en 2022.
Pour atteindre l’objectif d’une part de 50% en 2030, une part de 20,2% des énergies renouvelables au premier semestre 2023 aurait été nécessaire pour rester dans la bonne trajectoire.
Le recours à l’hydrogène est incontournable si l’Allemagne veut atteindre la neutralité carbone
Le gouvernement allemand a présenté en juillet 2023 sa nouvelle version de la stratégie nationale pour l’hydrogène /9/, qui avait été élaborée pour la première fois trois ans plus tôt /7/.
En 2030, le besoin en hydrogène « vert » (ou au moins en hydrogène à faible teneur en carbone) est maintenant estimé à 1,2 – 2,2 millions de tonnes, outre la demande déjà existante d’hydrogène « gris » d’environ 1,6 million de tonnes.
Le gouvernement met particulièrement l’accent sur le développement d’une capacité d’électrolyse nationale. C’est pour cela qu’il est prévu de construire une puissance de 10 GW d´électrolyseurs d’ici 2030.
Pour le transport le gouvernement prévoit de mettre en place d´ici 2027/2028 un réseau de démarrage national de l´hydrogène avec plus de 1.800 km de pipelines reconvertis et nouvellement construits.
Toutefois, les capacités nationales de production étant insuffisantes, une grande partie de la demande en hydrogène sera couverte par des importations.
Dans cadre du projet H2GLOBAL visant à positionner l’Europe comme leader mondial, technologique et industriel, sur le marché de l’hydrogène décarboné, il est prévu de conclure des contrats sur le marché mondial pour son approvisionnement. Ensuite l’hydrogène sera vendu à des prix économiquement raisonnables aux plus offrants au niveau national. La différence entre le prix d’achat et le prix de vente sera compensée par un mécanisme de soutien de l’État.
Le Ministère de l’économie et de la protection du climat prévoit actuellement un soutien de plus de 4 Mrds. €.
Retenus en tant que Projets importants d’intérêt européen commun (PIIEC ou IPCEI en anglais), des projets nationaux liés à la chaine de valeur de l’hydrogène pourraient également bénéficier d’aides publiques.
Grâce à ces aides publiques les décideurs politiques espèrent faire décoller le marché de l’hydrogène d’ici 2030, d’abord au niveau national et ensuite au-delà.
Un coup de pouce financier est certes une étape importante mais ne saurait suffire à faire décoller l’économie de l’hydrogène en Allemagne. Les parties prenantes – producteurs, fournisseurs et acheteurs – auront également besoin de données fiables sur les quantités d’hydrogène « vert » potentiellement disponibles et sur le prix auquel il sera négocié à l´avenir.
Bien que le prix de production d’hydrogène soit censé diminuer, les prix de production d’hydrogène « vert » en Allemagne se situeraient en 2030 entre 6,50 et 8,50 €/kg selon McKinsey.
Selon les analyses de McKinsey, l’hydrogène « vert » pourrait être importé à moindre coût d’Afrique du Nord par pipeline ou par des régions plus éloignées par bateau, car la production d’électricité à partir d’énergie éolienne ou solaire y est moins chère qu’en Allemagne.
Bien que les deux modes de transport entraînent des coûts supplémentaires, l´hydrogène « vert » importé serait avec un prix d’environ 3,50 à 5,50 €/kg toujours moins cher que celui produit au niveau national. L’hydrogène « bleu » (à base de gaz naturel avec captage de CO2) en provenance des États-Unis ou de Norvège pourrait même atteindre un prix de 2,50 à 3 €/kg selon le cabinet McKinsey.
La nouvelle stratégie du gouvernement en matière d’hydrogène présentée en juillet 2023 est une étape importante. Il s’agit maintenant de la mettre en œuvre.
/6/ Expertenrat für Klimafragen (2023) Stellungnahme zum Entwurf des Klimaschutzprogramms 2023. Gemäß § 12 Abs. 3 Nr. 3 Bundes-Klimaschutzgesetz. Expertenrat für Klimafragen. En ligne : https://expertenrat-klima.de/.
Au cours du 1er semestre 2023, la production brute d’électricité s’est élevée à environ 266 TWh et la production nette (mesurée à la sortie des centrales) à 254 TWh, en baisse de presque 11% par rapport à la même période de l´année précédente (1er semestre 2022 : 298 TWh bruts et 285 TWh nets).
La production brute à partir des énergies renouvelables est avec 137,5 TWh en légère baisse par rapport au 1er semestre 2022 (138,4 TWh) malgré l’ajout d’un volume de nouvelles installations de près de 5 GW au 2e semestre 2022. Les énergies renouvelables sont toutefois la principale source dans le mix électrique au 1er semestre 2023 en raison de la forte baisse de production conventionnelle, soit environ 128 TWh bruts contre 160 TWh à la même période de l´année précédente.
Le parc thermique a produit 121 TWh bruts en baisse de plus de 15% (1er semestre 2022 : 143 TWh). Les trois dernières centrales nucléaires ont contribué avec 7,2 TWh bruts (1er semestre 2022 : 16,8 TWh) avant être définitivement arrêtées mi-avril 2023.
La consommation brute intérieure d’électricité marque un recul à environ 262 TWh au 1er semestre 2023 (1er semestre 2022 : 281 TWh), soit une diminution de 6,5 % du fait des températures clémentes et d’une demande plus faible en raison des prix de l’électricité toujours assez élevés malgré le bouclier tarifaire et une baisse conjoncturelle.
La part de 52% des énergies renouvelables à la consommation brute est en hausse par rapport au 1er semestre 2022 (49 %)… en raison de la baisse de la consommation d’électricité.
L’ajout réalisé de l’éolien terrestre est, contrairement au photovoltaïque, encore nettement insuffisant pour atteindre les objectifs de développement fixés par la loi sur les énergies renouvelables.
Le prix moyen de gros constaté sur le marché journalier est globalement inférieur à celui du 1er semestre 2022. Etant donné que le prix dépend encore fortement des prix du gaz, les prix de l’électricité seront, dans les prochaines années, nettement plus élevés qu’avant la crise énergétique.
L´Allemagne a été avec 3,1 TWh exportatrice nette d’électricité au 1er semestre 2023. Toutefois le solde des échanges s’est creusé par rapport à la même période de l´année précédente (17,3 TWh).
L´intensité carbone du mix électrique allemand en 2022 s´élevait à 434 g CO2éq/kWh. Compte tenu de la réduction de la production du parc thermique et de l’accroissement des importations d’électricité bas carbone, elle est en baisse au premier semestre 2023.
Source : Bundesnetzagentur/SMARD
Le Centre de Recherche sur l’Énergie solaire et l’Hydrogène (ZSW) de Bade-Wurtemberg (ZSW) et la Fédération des Industries de l’Énergie et de l´Eau (BDEW) ont publié les résultats préliminaires du premier semestre 2023 /1/.
La figure 1 montre la production brute d´électricité aux premiers semestres 2022 et 2023 /1/.
Avec 265,9 TWh, l’Allemagne a enregistré une baisse de 10,8% par rapport à la même période de l´année précédente (1er semestre 2022 : 298,3 TWh). La production nette s’est élevée à 253,9 TWh contre 284,5 TWh au 1er semestre 2022. La production nette d’électricité est celle mesurée à la sortie des centrales, c’est-à-dire déduction faite de la consommation des services auxiliaires et des pertes dans les transformateurs des centrales.
Malgré l’ajout d’un volume de nouvelles installations de près de 5 GW, soit environ 1,3 GW d’éolien terrestre et 3,6 GW de photovoltaïque au 2e semestre 2022, la production brute à partir des énergies renouvelables est avec 137,5 TWh en légère baisse par rapport à la même période de l´année précédente (1er semestre 2022 : 138,4 TWh).
Sur ce total, 58 TWh provenaient de l’éolien terrestre, 33 TWh du photovoltaïque, 22 TWh de la biomasse, près de 12 TWh de l’éolien en mer et près de 10 TWh de l’hydroélectricité.
Figure 1 : production brute d´électricité aux premiers semestres 2022 et 2023 /1/
Le parc thermique et le nucléaire ont produit 128,4 TWh bruts contre 160 TWh au cours de la même période de l´année dernière /1/.
La baisse de production conventionnelle de presque 20% s´explique notamment par la réduction de la production du parc thermique de 15,4 %. Sa production brute est passée de 143,2 TWh au 1er semestre 2022 à 121,2 TWh.
La production d’électricité d’origine nucléaire a également diminué suite à la fermeture des trois dernières centrales nucléaires (4,055 GW) mi-avril 2023 /2/. Elles ont produit 7,2 TWh bruts au premier semestre 2023 (1er semestre 2022 : 16,8 TWh).
Sous l’hypothèse que l’électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation intérieure brute est avec 52,3% en hausse par rapport au premier semestre 2022 (49,2%) notamment grâce à la baisse de la consommation d’électricité.
La figure 2 montre la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité. La consommation brute d’électricité marque un recul de 6,5% au premier semestre 2023 pour atteindre 262,8 TWh (1er semestre 2022 : 281,0 TWh). Cette réduction est attribuée à des températures plus clémentes et à une demande plus faible en raison des prix élevés de l’électricité et de la baisse conjoncturelle.
Figure 2 : part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité aux premiers semestres 2022 et 2023 /1/
Développement des énergies renouvelables
La figure 3 montre le développement de l’éolien et du photovoltaïque au premier semestre 2023 par rapport aux objectifs.
Figure 3 : Développement de l’éolien et du photovoltaïque au premier semestre 2023
Au premier semestre une capacité photovoltaïque de 6.262 MW a été installée portant la capacité cumulée à 73,7 GW. Si ce rythme est maintenu, environ 12.500 MW seront installés en 2023, dépassant l’objectif de 2023 et en bonne voie vers l’objectif de fin 2024 fixé par la loi sur les énergies renouvelables à 88 GW /8/.
Concernant l’éolien en mer, 24 installations d’une puissance totale de 229 MW ont été injectées pour la première fois dans le réseau électrique au cours du premier semestre 2023. En outre, l’ajout d’une puissance de 20 MW a été apporté aux installations existantes /9/. Avec une capacité cumulée de 8,4 GW, l’objectif de 2023 est pratiquement atteint. Il est prévu de porter la puissance totale à au moins 30 GW d’ici 2030.
En ce qui concerne l’éolien terrestre, 331 nouvelles éoliennes d’une puissance de 1 565 MW ont été installées et 198 éoliennes d’une puissance de 239 MW démantelées. L’ajout net s’élève donc à 1.325 MW au cours du premier semestre 2023 /9/.
Bien que cela représente une nette accélération par rapport à la même période de l’année précédente, l’ajout réalisé est nettement insuffisant pour atteindre l’objectif intermédiaire de développement fixé par la loi sur les énergies renouvelables, soit 69 GW fin 2024 (capacité totale installée à la fin du premier semestre 2023 : 59,3 GW).
Evolution du prix du marché de gros de l´électricité
La crise énergétique liée à la situation internationale et à l’augmentation des prix des combustibles a conduit à une augmentation sans précédent des prix de l’électricité en Europe, en particulier entre le printemps et l’été 2022.
Au 1er semestre 2023, le prix moyen de gros constaté sur le marché journalier s’est établi à un niveau inférieur à celui de la même période de l’année précédente /3/ mais se situe toujours à un niveau plus élevé qu’en 2020 et début 2021, voir figure 4.
Figure 4 : Evolution du prix de gros constaté sur le marché journalier (day-ahead) en Allemagne
Selon une récente analyse du bureau d´études PROGNOS pour le compte de l´Union Economique Bavaroise, les prix moyens de l’électricité seront dans les prochaines années nettement plus élevés qu’avant la crise énergétique /10/. Ceci s’explique par les prix plus élevés du gaz dont le prix du mix électrique en Allemagne dépend encore fortement et l’augmentation des prix des certificats d’échange de quotas d’émission.
En 2023 les ménages et les entreprises ont été en large partie protégés des augmentations de prix grâce au « bouclier tarifaire » /4/.
A titre d’exemple, les ménages et PME (consommation annuelle ≤ 30 MWh) bénéficient d´un plafonnement à 40 cts€/kWh du prix de l´électricité (toutes taxes et prélèvements compris) pour 80% de leur consommation annuelle. Au-delà, ils payent leur électricité au prix du marché.
Echanges commerciaux
L’Allemagne a été exportatrice nette d’électricité au 1er semestre 2023, mais le solde des échanges s’est creusé par rapport à la même période de l’année précédente. Le solde net a atteint 3,1 TWh contre 17,3 TWh au 1er semestre 2022 /1/.
Le moment où l’électricité est importée ou exportée dépend non seulement de l’offre et de la demande dans le pays concerné, mais aussi des prix de l’électricité des pays voisins. À partir de mai 2023, l’Allemagne a importé plus d’électricité de France qu’elle n’en a exporté en raison d’un prix plus bas : l’électricité nucléaire française était visiblement moins chère que le mix de production allemand /6/.
Intensité carbone du mix électrique
L´intensité carbone du mix électrique allemand en 2022 s´élevait à 434 g CO2éq/kWh /5/. Compte tenu de la réduction de la production du parc thermique et de l’accroissement des importations d’électricité bas carbone notamment en provenance de la France et du Danemark /6/, la moyenne mobile de l’intensité carbone, exprimée en grammes de CO2éq par kWh produit, est en baisse au premier semestre 2023 /7/.
Figure 4 : Intensité carbone du mix électrique allemand exprimée en grammes de CO2éq par kWh produit au 1er semestre 2023
Temps de lecture : 6 min (résumé), 35 min (article entier)
Résumé
La nouvelle coalition gouvernementale en Allemagne en fonction depuis décembre 2021, composée par les Sociaux-démocrates (SPD), les Verts (Bündnis 90/Die Grünen) et les Libéraux (FDP), voulait apporter un nouveau rythme à la transition énergétique.
L´atteinte des objectifs de l´accord de Paris sur le climat a été considérée comme la priorité absolue. Une part de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité est visée d´ici 2030 contre 65% par le gouvernement sortant et un approvisionnement en électricité quasi climatiquement neutre d´ici 2035. Le gouvernement a aussi souhaité accélérer la sortie de la production d´électricité à partir du charbon, actuellement prévue pour 2038, et l´avancer à 2030 « dans l´idéal ».
La crise énergétique, née de la guerre en Ukraine, a changé la donne car l´Allemagne a été sevrée du gaz russe dont elle était fortement dépendante. Les prix de l´énergie ont atteint des niveaux records et favorisé considérablement l´inflation qui a dépassé les 10%. Des mesures de presque 300 Mds€ ont été adoptées pour soutenir les citoyens et l´industrie pendant cette période difficile. Face à la menace d´une pénurie d´énergie, le gouvernement a appelé à la mobilisation générale en faveur de la sobriété énergétique. La consommation d´énergie primaire a ainsi baissé de presque 5% par rapport à 2021. La consommation de gaz a chuté de presque 15%, en revanche celle des autres énergies fossiles a augmenté, soit 3% pour le pétrole, 4,8% la houille et 5,1% le lignite (environ 90% de la consommation ont contribué à la production d´électricité).
La gestion de la crise à court terme a déterminé l´agenda politique en faveur de la sécurité énergétique, en partie au détriment des objectifs climatiques. En conséquence, les émissions de gaz à effet de serre stagnent au niveau de 2021 malgré une baisse de la consommation énergétique et le développement des énergies renouvelables ne décolle pas.
Selon les données statistiques provisoires, les résultats énergétiques 2022 se résument comme suit :
Les émissions de gaz à effet de serre baissent légèrement et se situeraient à 746 Mt CO2éq(2021 : 760 Mt CO2éq). L´objectif national pour 2022, fixé par la Loi sur la Protection du Climat à 756 Mt CO2éq, a été atteint malgré une augmentation des émissions du secteur de l´énergie de presque 11 Mt CO2éq par rapport à 2021. La raison est l´utilisation accrue de la houille et du lignite pour la production d´électricité ;
La consommation d´énergie primaire recule de 5,4% (- 4,0% corrigée des variations climatiques) par rapport à 2021 et s´élève à 3 269 TWh (281 Mtep). Elle atteint son niveau le plus bas dans l´Allemagne réunifiée. Au total, les énergies fossiles (pétrole, gaz naturel, houille et lignite) comptent pour près de 79% de la consommation d´énergie primaire (contre environ 77% en 2021) ;
La consommation intérieure brute d´électricité recule à 549 TWh (2021 : 569 TWh) suite aux tendances conjoncturelles au ralentissement et les effets de la hausse des prix ;
La production brute d´électricité baisse d´environ 2% à 571 TWh (2021 : 582 TWh). La tendance à la hausse des prix du gaz naturel, déjà perceptible depuis la mi-2021, s´est renforcée de manière significative avec la guerre en Ukraine. Cela a entraîné des changements dans le mix électrique : La production brute d´électricité à partir du gaz baisse à 80 TWh (2021 : 90 TWh), en revanche la production du couple lignite/houille augmente à 181 TWh contre 165 TWh en 2021. Cela s´explique en partie par la réactivation courant 2022 des centrales à charbon en réserve. La part du nucléaire baisse à 35 TWh contre 69 TWh en 2021 suite à la fermeture programmée de 4 GW de capacités nucléaires fin 2021 ;
Grâce aux bonnes conditions météorologiques, les filières renouvelables marquent une augmentation record. Leur part à la production brute d´électricité atteint 44,5% (2021 : 40,2%) et, en conséquence, leur part dans la consommation brute augmente à 46,2 % contre 41,2% en 2021.
Malgré ce record la crise du développement de l´éolien terrestre persiste, l´ajout net atteint seulement 2,1 GW en 2022. Le double aurait été nécessaire pour se rapprocher de l´objectif d´une puissance installée de 69 GW fin 2024. Au total, neuf appels d´offres éoliens et solaires sur dix ont été sous-souscrits en 2022. L´attribution du volume mis aux enchères étant loin d´être atteinte, leur développement risque de rester en deçà des besoins dans les années à venir. Les mesures décidées par le gouvernement en 2022 ne suffiront pas à atteindre l´objectif de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité d´ici 2030 ;
Le solde exportateur d´électricité augmente à 28 TWh (2021 : ~19 TWh) en hausse pour la première fois depuis 2017.Les principales raisons sont l´augmentation de la production d´électricité à partir des filières renouvelables et du charbon en Allemagne ainsi que les changements dans le mix de production d´électricité en Europe. A titre d´exemple : le solde exportateur des échanges commerciaux entre l´Allemagne et la France a plus que doublé en faveur de l´Allemagne en passant à 15,3 TWh en 2022 contre 6,5 TWh en 2021 selon l´Agence Fédérale des Réseaux ;
Sur le marché de gros de l´électricité le prix journalier double en 2022 par rapport à 2021 pour atteindre 235 €/MWh. Il a été fortement influencé par le prix du gaz.
Les projets phares de la transition énergétique allemande en 2022 :
Adoption courant 2022 d´un ensemble de mesures économiques urgentes, temporaires et exceptionnelles de presque 300 Mds€ pour atténuer la flambée des prix de l´énergie et l´impact de l´inflation. L´objectif : soutenir les citoyens et l´industrie pendant cette période difficile et préserver les emplois. La principale mesure, le plafonnement temporaire des prix du gaz, de la chaleur et de l´électricité, a reçu le feu vert en décembre 2022 ;
Adoption en juillet 2022 d´un paquet législatif de presque 600 pages visant à accélérer le développement des énergies renouvelables et à renforcer la sécurité d´approvisionnement en énergie.La mesure phare de ce paquet est l´amendement à la Loi sur les Énergies Renouvelables du secteur électrique (EEG 2023).
Les objectifs à l´horizon de 2030 ont été fortement rehaussés par rapport au gouvernement sortant, soit 115 GW pour l´éolien terrestre, au moins 30 GW pour l´éolien marin et 215 GW pour le photovoltaïque. Les 360 GW visés nécessitent au cours des huit prochaines années presque un triplement de leur puissance installée fin 2022 ;
Suite à la menace de pénurie d´énergie, née de la guerre en Ukraine, des mesures en faveur de la sécurité de l´approvisionnement d´électricité ont été prises : prolongation du fonctionnement des 3 derniers centrales nucléaires jusqu´au mi-avril 2023 et réactivationtemporaire des centrales à houille, lignite et fioul en réserve jusqu´à fin mars 2024, tout en maintenant l´objectif de l´abandon du charbon en 2030.
Selon AG Energiebilanzen (AGEB 2023a) la consommation d´énergie primaire atteint 3269 TWh (281 Mtep) en 2022, cela correspond à une baisse de 5,4 % (~ 187 TWh) par rapport à l´année précédente (2021 : 3456 TWh ou 297 Mtep). Elle atteint son niveau le plus bas dans l´Allemagne réunifiée.
Les principales raisons sont des températures plus chaudes par rapport à 2021 et la forte hausse des prix de l´énergie, en particulier pour le gaz naturel, qui a déclenché une mobilisation générale en faveur de la sobriété énergétique. La tendance à la hausse des prix du gaz naturel, déjà perceptible depuis la mi-2021, s´est renforcée de manière significative avec la guerre en Ukraine et les efforts de l´Allemagne pour s´émanciper de sa forte dépendance au gaz russe. La baisse de la production dans certains secteurs économiques a également contribué à la réduction de la consommation énergétique.
Une raison de la hausse de la consommation énergétique est la reprise économique après la suppression des restrictions liées à la pandémie de la Covid.
Corrigée de l´aléa météorologique la consommation énergétique baisse seulement de 4,0% selon AG Energiebilanzen (AGEB 2023a).
Les énergies fossiles (pétrole, gaz naturel, houille et lignite) continuent de représenter près de 79% de la consommation énergétique. Le pétrole reste l´énergie fossile la plus importante en 2022 suivi par le gaz naturel.
La consommation des produits pétroliers a connu une hausse de 2,9% par rapport à 2021. La substitution du gaz naturel par le pétrole explique en partie l´augmentation de la part du pétrole dans la consommation d´énergie primaire à 35,3% (2021 : 32,5%).
La consommation de gaz naturel baisse de presque 15,7% en 2022. Cause principale : les températures temporairement plus chaudes et une vente réduite dans tous les secteurs de consommation due à la hausse du prix du gaz. La part du gaz naturel dans la consommation d´énergie primaire s´est réduite à 23,6% contre 26,6% en 2021.
Les conséquences de la guerre en Ukraine se sont traduites par une nette modification de la structure des importations du gaz naturel. En 2021, environ 52% du gaz naturel provenait de Russie, alors qu´en 2022 ce chiffre est tombé à 22% (BNetzA 2023e). Depuis septembre 2022, plus aucun transport par gazoduc en provenance de Russie vers l´Allemagne n´a eu lieu. La cessation de ces livraisons a été partiellement compensée par une augmentation des importations entre autres via des gazoducs en provenance des Pays-Bas, de la Belgique et de la France. Les plus grandes importations provenaient de la Norvège (environ 33%).
Le charbon (couple lignite/houille) atteint une part totale de 19,8% de la consommation d´énergie primaire contre 18,0% en 2021.
La consommation du lignite augmente de 3,5% en 2022. Le lignite atteint une part de 10% (2021 : 9,1%) de la consommation d´énergie primaire. Environ 90% ont contribué à la production d´électricité. L´augmentation de la part du lignite a compensé la réduction d´autres sources d´énergie et notamment du gaz naturel pour la production de l´électricité et de la chaleur.
La consommation de la houille augmente de 4% en 2022. Son utilisation dans les centrales électriques augmente même de plus de 16%, favorisée par la réactivation courant 2022 des centrales à houille en réserve pour assurer la sécurité de l´approvisionnement d´électricité. En revanche, dans l´industrie sidérurgique l´utilisation de la houille a diminué de 6% en raison de l´évolution conjoncturelle. La houille atteint une part de 9,8% (2021 : 8,9%) de la consommation d´énergie primaire.
La part du nucléaire a baissé de près de la moitié en 2022 suite à la fermeture programmée de 4 GW de capacité nucléaire fin 2021. La production du nucléaire atteint une part de 3,2% (2021 : 6,1%) de la consommation d´énergie primaire.
Figure 1 : Consommation d´énergie primaire selon AG Energiebilanzen (AGEB 2023a)
La part des énergies renouvelables à la consommation d´énergie primaire a augmenté de 3,8% et atteint 17,2% (2021 : 15,7%). Cause principale : une météo favorable pour l´éolien et le photovoltaïque. La part de la biomasse représente 51% en 2022 (2021 : 53%) dans la consommation d´énergie primaire des énergies renouvelables.
Consommation et production d´électricité
La consommation intérieure brute d´électricité recule à 549 TWh (2021 : 569 TWh) suite aux tendances conjoncturelles au ralentissement, une météo plus clémente et une hausse drastique des prix de l´énergie notamment avec la guerre en Ukraine.
Grâce aux conditions météorologiques favorables, les filières renouvelables et notamment l´éolien et le photovoltaïque marquent une production record (UBA 2023a).
Sous l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables serait entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation intérieure brute augmente à 46,2%% contre 41,2% en 2021. Conformément aux prescriptions du gouvernement fédéral, il s´agit du taux déterminant pour la réalisation des objectifs en matière d´énergies renouvelables. La baisse générale de la consommation d´électricité amplifie statistiquement l´effet de l´augmentation de la part des énergies renouvelables.
La production brute d´électricité a également enregistré un net recul par rapport à 2021, cf. figure 2. En revanche le solde d´ exportation d´électricité de l´Allemagne a marqué une hausse (voir plus loin).
La production brute d´électricité baisse à 571 TWh (2021 : 582 TWh). La tendance à la hausse des prix du gaz naturel, déjà perceptible depuis la mi-2021, s´est renforcée de manière significative avec la guerre en Ukraine. Cela a entraîné des changements dans le mix électrique en faveur du charbon.
La production brute d´électricité à partir du gaz naturel diminue à 80 TWh en 2022 contre 90 TWh en 2021. La flambée des prix du gaz suite au manque de livraisons de gaz depuis la Russie a entraîné l´utilisation accrue du charbon en substituant la production à partir du gaz naturel.
La part de production d´électricité du couple lignite/houille a augmenté à 32% contre 28% en 2021. Les centrales au lignite ont produit 116 TWh, cela correspond à une augmentation de la production de 5,5% par rapport à 2021 (110 TWh). Les centrales à houille ont fourni 64 TWh, soit une augmentation d´environ 18% par rapport à 2021 (55 TWh). La hausse de production s´explique en partie par la réactivation courant 2022 des centrales à houille en réserve (voir plus loin).
La part de production brute à partir du nucléaire baisse à 6,1% contre 11,8% en 2021 suite à la fermeture programmée de 4 GW de capacité nucléaire fin 2021. Les centrales nucléaires allemandes ont produit 35 TWh bruts, soit presque 50% de moins qu´en 2021 (69 TWh).
Les filières renouvelables enregistrent une hausse de production de plus de 8,5%. Leur part dans la production brute passe à 44,5%, soit à 254 TWh, contre 40,1% en 2021 (234 TWh). Le nombre élevé d´heures d´ensoleillement sur l´ensemble de l´année et la forte production des éoliennes en janvier et février 2022 ont largement contribué à cette hausse (voir plus loin).
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2022 (AGEB 2023b ; BDEW 2022 ; UBA 2023a)
Le tableau 1 ci-dessous détaille la production brute pour chaque filière en 2022 par rapport à 2021 pour l´ensemble du secteur de l´électricité, y compris la production destinée aux propres besoins de l´industrie et l´autoconsommation individuelle et collective.
Bien que l´éolien et le photovoltaïque marquent une augmentation record et que la production des énergies conventionnelles baisse de presque 9%, celles-ci continuent à contribuer pour presque 56% à la production brute. Presque 51% de la production brute totale sont assurés par des sources décarbonées (renouvelables et nucléaire).
Le photovoltaïque contribue pour presque un quart à la production renouvelable totale. Cette quantité d´électricité comprend non seulement les injections dans le réseau public mais aussi l´autoconsommation.
La production à partir de la biomasse solide, liquide et gazeuse stagne au niveau de 2021. Malgré cela les sources d´énergies biogènes, en ajoutant la production des centrales à partir de déchets biogènes, ont contribué pour environ un cinquième à la production renouvelable en 2022.
La production d´hydroélectricité, qui a une importance limitée outre-Rhin, baisse d´environ 11% par rapport à 2021 suite à l´extrême faiblesse des précipitations en 2022.
Tableau 1 : production (hors transfert d´énergie par pompage) et consommation d´électricité 2021 et 2022 selon (AGEB 2023b ; Agora Energiewende 2023 ; BDEW 2022 ; UBA 2023a)
Depuis 2011 la production renouvelable a plus que doublé, tandis que la production du couple houille/lignite a reculé d´environ 31%. En revanche l´année 2021 marque une inversion de la tendance : le charbon (couple houille/lignite) est à nouveau en hausse, cf. figure 3.
Figure 3 : évolution de la production brute des différentes filières depuis 2010 (AGEB 2023b ; BDEW 2022 ; UBA 2023a)
La figure 4 montre bien que la hausse célébrée de la production renouvelable ne cache pas le fait que la production nette totale bas-carbone (énergies renouvelables et nucléaire) est en baisse depuis 2020 (AGEB 2023b; UBA 2023a).
Figure 4 : évolution de la production nette totale bas-carbone (énergies renouvelables et nucléaires)
Après l´arrêt de la centrale nucléaire de Philippsburg unité 2 fin 2019, les énergies renouvelables n´ont pas été en mesure de pallier la perte de production du nucléaire. Le bilan de la production bas-carbone s´est encore s´aggravé depuis l´arrêt des trois centrales nucléaires fin 2021 et retombe au niveau de 2017.
Parc de production
L´Allemagne exploite deux parcs de production en parallèle pour une pointe de consommation autour de 82 GW.
Le pays disposait fin 2022 d´un parc de production d´environ 236 GW nets hors systèmes de stockage (STEP, batteries etc.) dont ~ 87 GW de moyens pilotables conventionnels et ~150 GW d´installations renouvelables (BDEW 2022 ; BNetzA 2022a ; Agora Energiewende 2023 ; UBA 2023a).
Pour réduire la consommation de gaz dans le secteur de l´électricité en cas de menace de pénurie de gaz, une « Loi de mise à disposition de centrales électriques de remplacement » (Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz en allemand) est entrée en vigueur mi-2022. Cette loi prévoit la réactivation, limitée dans le temps jusqu´au 31 mars 2024, des centrales thermiques à flamme (houille, lignite et fioul), situées dans la réserve stratégique, afin qu´elles puissent prendre le relais si l´approvisionnement en gaz est menacé par l´arrêt des livraisons de gaz russe (Allemagne Energies 2022a).
Face aux baisses de livraison de Gazprom, une capacité d´environ 7 GW (5,1 GW de centrales à houille et 1,9 GW de centrales à lignite) a été réactivée courant 2022. Au total environ 79 GW de centrales conventionnelles (y compris les centrales diverses mais hors systèmes de stockage) ont été activement sur le marché électrique fin 2022. La réserve stratégique restante s´élève à 5,6 GW (BNetzA 2022a) et environ 2 GW (gaz, fioul) sont provisoirement arrêtés.
Le tableau 2 détaille l´évolution de la puissance totale nette installée du secteur électrique en 2021 et 2022, hors installation de stockage de l´énergie (stations de transfert d´énergie par pompage (STEP), batteries, etc.).
Tableau 2 : Puissance installée en 2021 et 2022 y compris les centrales de l´industrie servant principalement à l´autoconsommation
Centrales conventionnelles et stockage d´énergie
Centrales nucléaires
En 2022 la puissance installée a baissé à 4,055 GW par suite de l´arrêt de trois centrales nucléaires (4,058 GW) le 31.12.2021 (Allemagne Energies 2022b). Le fonctionnement des trois centrales nucléaires restantes a été prolongé jusqu’au 15 avril 2023 (Allemagne Energies 2022c).
Centrales à houille
Fin 2022 environ 18 GW ont été activement disponibles sur le marché de l´électricité. Courant 2022 une capacité de 5,1 GW a été réactivée et 1,4 GW sont maintenus en réserve stratégique.
Centrales à lignite
Fin 2022 environ 17 GW sont activement disponibles sur le marché de l´électricité. Courant 2022, une capacité de 1,9 GW a été réactivée ce qui correspond à la totalité de la réserve stratégique existante et ~ 0,3 GW ont été arrêtés définitivement.
Centrales à gaz
Fin 2022 environ 30 GW sont activement sur le marché de l´électricité. Une capacité de presque 2 GW a été mise en service.
Environ 1,7 GW ont été fermés ou retirés du marché et environ 2,6 GW sont en réserve stratégique ou font partie du mécanisme de capacité.
Centrales au fioul et divers
Début 2022 environ 8 GW de centrales au fioul et divers (déchets etc.) sont activement sur le marché de l´électricité. Centrales au fioul : sur les 4,8 GW installés environ 1,6 GW sont actuellement en réserve stratégique et 0,2 GW fermés ou retirés du marché.
Stockage d´énergie
L´Allemagne dispose fin 2022 d´une capacité de stockage totale d´environ 13 GW (Agora Energiewende 2023 ; BNetzA 2022a ; ISEA und PSG RWTH Aachen University 2022).
Les STEP (Stations de Transfert d´Énergie par Pompage) y compris les installations au Luxembourg et en Autriche qui injectent de l´électricité directement dans le réseau allemand ont une capacité nette totale de 9,8 GW. La capacité totale des batteries (domestiques et industrielles) s´élève à environ 3,4 GW.
Outre la capacité de stockage (GW), la quantité d´électricité stockée (GWh) est un paramètre important, car la capacité de puissance seule ne fournit pas d´informations sur la durée pendant laquelle cette capacité peut être mobilisée. Il convient de faire la distinction entre la quantité de stockage théorique et la quantité réelle. En effet, de nombreux systèmes de stockage par batterie ne sont pas entièrement déchargeables en mode de fonctionnement normal. Ces données ne sont malheureusement pas suffisamment connues. La quantité de stockage des batteries est estimée à 6 GWh maximal par cycle de charge (Agora Energiewende 2023).
La durée de fonctionnement à pleine charge des stations de pompage-turbinage est également limitée dans le temps en fonction du niveau de remplissage lorsqu´elles sont appelées. La quantité d´énergie stockée maximale actuellement disponible des STEP connectées au réseau allemand correspond à environ 40 GWh par cycle de charge.
Energies renouvelables
La puissance installée des énergies renouvelables a augmenté de 10 GW, soit 7% par rapport à 2021, pour passer à 150 GW (cf. tableau 2). Ce résultat est décevant compte tenu de l´annonce en décembre 2021 par la nouvelle coalition gouvernementale, composée des Sociaux-démocrates (SPD), des Verts (Bündnis 90/Die Grünen) et des Libéraux (FDP), de vouloir apporter un nouveau rythme à la transition énergétique et au développement des énergies renouvelables intermittentes (Allemagne Energies 2021).
Comme ces dernières années, l´ajout de la capacité photovoltaïque a été nettement plus élevé que celle de l´éolien terrestre : sur les 10 GW installés en 2022, environ trois quarts sont dus au photovoltaïque. Notamment le développement de l´éolien terrestre reste avec 2,1 GW nets en 2022 loin des attentes (Windguard 2023). Le double aurait été nécessaire pour se rapprocher de l´objectif d´une puissance installée de 69 GW fin 2024.
Les résultats des enchères en 2022 n´incitent pas non plus à l´optimisme pour l´avenir : neuf appels d´offres éoliens et solaires sur dix ont été sous-souscrits.
Éolien
Depuis 2019 sur 20 appels d´offres concernant l´éolien terrestre, 16 fois les volumes appelés n´ont pas été atteints. En 2022 un volume de 3,2 GW (70% du volume appelé de 4,5 GW) a été attribué, cf. figure 5. Trois sur quatre appels d´offres ont été sous-souscrits.
Partant du présupposé erroné que la production d´électricité renouvelable devient toujours moins chère en raison des développements technologiques et des effets d´échelle, la politique avait fait intégrer des plafonds pour la rémunération de référence qui ne devaient pas être dépassés.
La guerre en Ukraine, l´inflation, la hausse de prix pour les matières premières (i.e. le cuivre, le ciment) ont rendu la construction des éoliennes tellement plus coûteuse que le plafond de la rémunération de référence de 58 €/MWh, jusqu´à maintenant en vigueur, ne suffit plus. Les derniers appels d´offres montrent les résultats : l´intérêt des investisseurs s´est considérablement réduit.
Figure 5 : volumes appelés/attribués lors des appels d´offres d´éolien terrestre 2019 à 2022 (Agora Energiewende 2023 ; BNetzA 2023b)
Avec un délai moyen de réalisation de 30 mois entre l´adjudication et la mise en service, les objectifs manqués dans le passé se font maintenant sentir sur leur développement (Allemagne Energies 2022d). Deutsche Windguard estime l´ajout à 2,7 – 3,2 GW en 2023 (Windguard 2023), bien au-dessous des 5,5 GW au moins nécessaires pour atteindre l´objectif de 2024 (69 GW).
Le développement de l´éolien en mer ne progresse pas non plus de manière optimale. La puissance installée atteint 8,1 GW en 2022. Seul le parc éolien « Kaskasi » en Mer du Nord a été connecté au réseau (342 MW nets). Pour atteindre l´objectif de 2030 il faudrait installer 22 GW en mer en moins de huit ans.
Photovoltaïque
Aucun des six appel d´offres du photovoltaïque n´a permis d´atteindre le volume appelé en 2022, cf. figure 6. L´Agence Fédérale des Réseaux avait appelé un volume de 4,8 GWc (3,1 GWc au sol et 1,7 GWc sur toiture). Le volume attribué pour les installations au sol s´élève à 2,4 GWc et pour celles sur toiture à 0,5 GWc (30% du volume appelé). Pour atteindre l´objectif de la Loi EEG 2023 (88 GW en 2024) il faudrait ajouter au moins 11 GW en 2023.
Figure 6 : volumes appelés/attribués lors des appels d´offres du photovoltaïque 2019 à 2022 (Agora Energiewende 2023 ; BNetzA 2023b)
Les objectifs manqués des enchères laissent présager un développement en deçà des besoins dans les années à venir. L´écart entre les objectifs ambitieux et le développement réel se creuse toujours plus. Les mesures décidées par le gouvernement en 2022 (Allemagne Energies (2022f) ne suffiront pas à atteindre l´objectif de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité d´ici 2030.
L´électricité verte devient plus chère
Dans le but de rendre plus attractive la participation aux enchères pour l´éolien terrestre et le photovoltaïque, le Parlement a donné mi-décembre 2022 le feu vert pour une augmentation de la rémunération de référence. A partir de 2023 elle sera augmentée de 25% pour chaque filière, soit 73,50 €/MWh pour l´éolien terrestre, 112,50 €/MWh pour le photovoltaïque sur toiture (BNetzA 2022b) et 73,70 €/MWh pour le photovoltaïque au sol (BNetzA 2023f).
C´est un revirement dans l´histoire de la transition énergétique : après plus de vingt ans de baisse constante du prix de l´électricité verte, elle augmente pour la première fois à partir de 2023. Après la suppression du soutien aux énergies renouvelables (EEG-Umlage) mi-2022, il n´est plus prélevé directement par le consommateur mais c´est l´État qui assure entièrement le financement.
L´avenir nous dira si suffisamment d´investisseurs s´intéresseront maintenant aux enchères.
Relation entre puissance installée et production réalisée
La figure 7 montre pour chaque filière la relation entre la puissance installée et la production réalisée en 2022 (BDEW 2022 ; AGEB 2023b; UBA 2023). Les énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) représentent presque 57% de la puissance nette totale installée. Cependant, leur contribution à la production nette d´électricité – lissée sur l´année – s´élève à un tiers seulement. Cela correspond à un facteur de charge moyen [1] d´environ 16%, sans toutefois apporter une contribution durable à la sécurité d´approvisionnement car la production est très fluctuante au cours de l´année.
Figure 7 : puissance nette installée et production nette en pourcentage en 2022 (hors installations de stockage d´énergie)
A titre de comparaison, le nucléaire allemand, représentant environ 1,7% de la puissance installée, a produit 6% nets de l´électricité. Cela correspond à un facteur de charge moyen de plus de 92%.
Faits marquants des énergies renouvelables intermittentes en 2022
Grace aux conditions météorologiques très favorables la production éolienne et photovoltaïque a augmenté en 2022 (voir tableau 1). La forte production éolienne en janvier et février 2022 (voir figure 8) et le nombre élevé d´heures d´ensoleillement sur l´ensemble de l´année (voir figure 9) ont largement contribué à cette hausse (DWD 2022).
Figure 8 : fluctuation mensuelle de la production éolienne en 2021 et variation en pourcentage par rapport à 2020 (BDEW 2022 ; UBA 2023a)
Avec 2025 heures d´ensoleillement en 2022 en moyenne sur l´ensemble du pays, l´Allemagne a connu une année record. C´est près de 30 % de plus que la moyenne historique 1961 – 1990 (1544 heures par an). Dans le sud-ouest du pays, l´ensoleillement a même dépassé les 2300 heures.
En revanche la production hydroélectrique a reculé de plus de 11% par rapport à 2021 en raison de la sécheresse exceptionnelle (UBA 2023a). L´été 2022, le déficit de pluie atteint près de 40% par rapport à la moyenne historique (DWD 2022).
Figure 9 : fluctuation mensuelle de la production photovoltaïque et hydroélectrique en 2021 et variation en pourcentage par rapport à 2020 (BDEW 2022 ; UBA 2023a)
Outre de nombreux épisodes de faible production éolienne et photovoltaïque au cours de l´année, une forte variabilité inter-saisonnière et interannuelle des sources renouvelables intermittentes a été à nouveau mise en évidence en 2022.
Échanges transfrontaliers d´électricité
Pour un pays donné, le solde total des échanges physiques et contractuels devrait, dans l´idéal, être le même. Il convient toutefois de noter qu´en raison de la situation centrale de l´Allemagne en Europe, une certaine partie des flux physiques transfrontaliers sont des flux de transit et des flux en boucle.
Les échanges transfrontaliers dépendent non seulement de l´offre et de la demande, mais aussi des prix de l électricité dans les pays voisins. Les prix de gros sur le marché journalier (day-ahead) de chaque pays sont le résultat de cette interaction.
Le solde exportateur d´électricité de l´Allemagne augmente à 28 TWh (2021 : ~19 TWh) en hausse pour la première fois depuis 2017 (AGEB 2023b). Les importations marquent une légère baisse à 50 TWh tandis que les exportations augmentent de presque 11% à 78 TWh. Les principales raisons sont l´augmentation de la production d´électricité à partir des filières renouvelables et du charbon en Allemagne ainsi que les changements dans le mix de production d´électricité en Europe.
C´est vers l´Autriche que le solde exportateur a été le plus important, mais c´est surtout vers la Suisse et la France que les exportations ont augmenté, tandis que les importations ont augmenté en provenance du Danemark, de la Norvège et de la Suède.
Figure 10 : solde des échanges transfrontaliers d´électricité en TWh
Le solde exportateur des échanges commerciaux entre l´Allemagne et la France a plus que doublé en faveur de l´Allemagne en passant à 15,3 TWh en 2022 contre 6,5 TWh en 2021. Principalement en raison de la faible disponibilité des centrales nucléaires françaises en 2022 selon l´Agence Fédérale des Réseaux (BNetzA 2023a).
Modernisation des réseaux de transport
Le développement des réseaux de transport et de distribution est crucial pour la transition énergétique. Les gisements de vent, dans le nord du pays, étant géographiquement distants des grands centres de consommation dans l´ouest et sud industriel, l´épine dorsale est constituée par plusieurs tracés nord – sud en courant continu afin de limiter les congestions (Allemagne Energies 1).
Le plan actuel du réseau de transport prévoit 14.044 km terrestres (nouvelles lignes et renforcement des lignes existantes) à l´horizon de 2035, date à laquelle un approvisionnement en électricité quasi climatiquement neutre est visé par le gouvernement. Seuls 16,3% (2.292 km) étaient réalisés à la fin du troisième trimestre 2022, 1.178 km ont reçu l´autorisation de construction ou sont en construction (BNetzA 2023c).
La mise en service des tracés nord-sud en courant continu d´une capacité de 6 GW, initialement prévue en 2025/2026, a été reportée de deux ans à 2027/2028.
Le développement des réseaux de distribution est également d´une grande importance pour la mise en œuvre de la transition énergétique. La majorité des installations d´énergies renouvelables décentralisées y est raccordée. De plus, l´électrification des autres secteurs de l´économie conduit à la croissance rapide des nouveaux consommateurs connectés majoritairement au réseau de distribution.
Coûts d´interventions pour éviter la congestion du réseau de transport
L´injection accrue d´électricité renouvelable intermittente dans le nord du pays a provoqué un net déséquilibre géographique entre la production éolienne dans le nord et les centres de consommation du sud et de l´ouest du pays. De forts flux nord – sud d´électricité apparaissent en cas d´injection importante d´électricité éolienne dans le nord de l´Allemagne et, parallèlement, d´une forte demande d´électricité et d´une très faible injection de photovoltaïque dans le sud du pays. Ces situations conduisent souvent à une congestion du réseau et entraînent une hausse des coûts des actions correctives depuis 2015 en raison de la lente modernisation du réseau électrique (Allemagne Energies 1).
Les coûts des actions d´équilibrage menées par les Gestionnaires du Réseau de Transport (GRT) étaient déjà en forte hausse en 2021, s´élevant à presque 2,3 Md€, cf. figure 11. En cause la sortie du nucléaire, l´injection accrue d´électricité renouvelable intermittente et l´augmentation des prix de gros au deuxième semestre 2021 (Allemagne Energies 2022e).
Figure 11 : évolution des coûts de stabilisation du réseau
Les coûts de stabilisation du réseau ont augmenté au cours du premier semestre 2022 à environ 2,2 Mds€ et atteignent presque les coûts de l´année précédente (BNetzA 2023d). Cette forte augmentation des coûts est principalement due à la hausse significative des prix de gros (voir plus loin). Ces coûts sont supportés par le consommateur par le biais du tarif d´utilisation du réseau.
Les prix élevés du marché de gros ont entraîné une forte hausse des coûts du redispatching (réduction de la production d´électricité dans le nord et augmentation dans le sud de l´Allemagne dans le but de modifier les flux physiques afin de réduire les congestions du réseau de transport) et du countertrading (mesure commerciale consistant en la modification du plan de production de deux installations de façon symétrique – augmentation pour l´un et diminution pour l´autre – permettant également de modifier les flux physiques sur le réseau de transport).
Les coûts pour des centrales en réserve, réactivées ou en attente d´une réactivation pour fournir l´électricité de redispatching manquante, sont également en forte hausse au premier semestre 2022. En revanche, les coûts de compensation pour l´écrêtement de la production d´énergies renouvelables et de la cogénération sont en net recul. Cependant, au cours du premier semestre, environ 5,4 TWh de production renouvelable (notamment la production des éoliennes maritimes et terrestres) ont dû être écrêtés contre 3,4 TWh dans la même période de l´année précédente.
L´Agence Fédérale des Réseaux a publié début juillet 2023 les chiffres pour l´année 2022. Les coûts liés à l´équilibrage s´élèvent à 4,2 Mds€, soit presque deux fois plus qu´en 2021 (Allemagne Energies 2023b).
En attendant la mise en service des tracés nord – sud en courant continu, le manque de moyens pilotables dans le sud de l´Allemagne, nécessaire pour redispatching ou countertrading, risque d´accroitre encore les flux d´électricité entre le nord et le sud du pays dans l´avenir. De plus, la compensation de la puissance réactive manquante, nécessaire pour le maintien de la tension dans les réseaux de transport, doit être assurée.
Deux des trois centrales nucléaires encore au réseau jusqu`au 15 avril 2023 se situent en Allemagne du sud. A cela se rajoutera à terme la fermeture programmée des centrales à houille dans le centre et le sud.
Pour l´équilibrage du réseau en situation dégradée, l´Agence Fédérale des Réseaux a décidé la construction de turbines à combustion (4 sites dans le sud du pays d´une puissance totale de 1200 MW). Leur mise en service est prévue en 2023, cf. annexe 2 (Allemagne Energies 2).
Émissions de gaz à effet de serre
Sevrée du gaz russe dont elle était fortement dépendante, l´Allemagne a recouru de façon accrue au charbon et au pétrole pour remplacer le gaz naturel ce qui a entrainé une hausse des émissions dans le secteur de l´énergie. Malgré cela les émissions totales de gaz à effet de serre baissent légèrement à 746 CO2éq (2021 : 760 Mt CO2éq) selon le pronostic de l´Agence Fédérale de l´Environnement (UBA 2023b). L´objectif national pour 2022, fixé par la Loi sur la Protection du Climat à 756 Mt CO2éq, a donc été atteint.
Le secteur de l´énergie enregistre une hausse des émissions de 4,4% et atteint 256 Mt CO2éq (2021 : 245 Mt CO2éq). Il atteint néanmoins sa cible sectorielle de 2022, fixée à 257 Mt CO2éq par la Loi sur la Protection du Climat.
Presque 90% des émissions du secteur de l’énergie proviennent du secteur électrique, soit 223 Mt CO2éq en 2022 (2021 : 215 Mt CO2éq) selon l´Agence Fédérale de l´Environnement (UBA 2023c). L´intensité carbone du mix électrique allemand en 2022 s´élevait à 434 g CO2éq /kWh (2021 : 410 g CO2éq /kWh ).
En cause le recours accru aux centrales à houille et au lignite qui a partiellement compensé le recul de la production nucléaire (arrêt de 4 GW fin 2021) et de la production à partir du gaz. En revanche la hausse des émissions a été atténuée par l´augmentation de la production renouvelable.
Pour les objectifs climatiques conformément à la loi sur la protection du climat, c´est le secteur de l´énergie et non pas le secteur électrique qui est déterminant. Outre les émissions de la production d´électricité, le secteur de l´énergie comprend les émissions du chauffage urbain, des raffineries et les émissions diffuses, par exemple des gazoducs.
Dans le secteur de l´industrie, les émissions ont baissé de plus de 10% par rapport à l´année précédente à 164 Mt CO2éq (2021 : 183 Mt CO2éq). Les prix élevés du gaz naturel dans plusieurs secteurs industriels ont été déterminants pour le bilan des émissions. Le secteur se situe en dessous de la limite fixée par la Loi sur la Protection du Climat (177 Mt CO2éq).
Dans le secteur de l´agriculture, les émissions de gaz à effet de serre ont légèrement diminué pour atteindre 62 Mt CO2éq (2021 : 63 Mt CO2éq). Le secteur reste ainsi bien en deçà de sa cible sectorielle de 2022, fixée à 67 Mt CO2éq par la Loi sur la Protection du Climat.
En revanche, les objectifs sectoriels fixés pour 2022 n´ont pas été atteints dans les secteurs du bâtiment et des transports.
Pour le secteur du bâtiment c´est la troisième fois consécutive. Bien que les émissions dans ce secteur aient reculé à 112 Mt CO2éq (2021 : 118 Mt CO2éq), l´objectif sectoriel de 108 Mt CO2éq pour 2022 a été légèrement manqué. La baisse des émissions est essentiellement due à des effets météorologiques et à la réduction temporaire de la consommation du gaz naturel à cause de la flambée du prix et n´est vraisemblablement pas durable.
L´objectif fixé pour le secteur des transports de 139 Mt n´a pas été atteint en 2022. Le secteur a émis 148 Mt CO2éq (2021 : 147 Mt CO2éq). Encore influencée en 2020 et 2021 par des activités économiques réduites en raison de la Covid-19, l´augmentation des émissions en 2022 s´explique principalement par une normalisation du trafic routier et ferroviaire.
La figure 12 montre l´évolution entre 2010 et 2022 des émissions allemandes de gaz à effet de serre contenues dans le « panier de Kyoto » en millions de tonnes de CO2éq par an et les objectifs de 2030 selon la Loi sur la Protection du Climat. Source des valeurs : (UBA 2023b).
Figure 12 : évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an (hors secteur des terres et forêts – UTCATF) et objectif 2030
La légère baisse des émissions en 2022 ne doit cependant pas faire oublier que ce sont les économies d´énergie consécutives à la crise énergétique et les conditions météorologiques très favorables qui ont contribué à la réalisation de l´objectif fixé par la Loi sur la Protection du Climat.
Pour atteindre l´objectif de 2030, il faudra désormais réduire les émissions de 41% dans les huit prochaines années. Entre 2010 et 2022 la réduction des émissions de gaz à effet de serre était d´environ 20% malgré des investissements importants dans les énergies renouvelables.
Suite à la réactivation des centrales à houille et lignite au moins jusqu´à fin mars 2024, conjuguée à l´arrêt des trois dernières centrales nucléaires mi-avril 2023 (production d´environ 5 TWh bas carbone en 2023), l´espérance d´une réduction des émissions de gaz à effet de serre en 2023 s´amenuise.
Evolution des prix sur le marché de gros de l´électricité
En 2022, le niveau des prix de gros de l´électricité en Allemagne a plus que doublé par rapport à 2021, alors que les prix avaient déjà triplé en 2021 par rapport à 2020 (BNetzA 2023a ; FFE 2023).
Dès septembre 2021, le prix sur le marché de gros de l´électricité avait augmenté. Cette tendance s´est poursuivie et s´est renforcée suite à la guerre en Ukraine.
La hausse du prix est liée à plusieurs facteurs : a flambée du coût des quotas de CO2 (le prix moyen a augmenté d´environ 50% en 2022 par rapport à 2021), mais aussi la forte montée du prix de gros du gaz naturel.
L´évolution du prix du gaz en 2022 a été largement tributaire de la politique russe de livraison de gaz vers l´Allemagne et l´Europe. Les réactions du marché n´ont pas toujours été rationnelles.
Ainsi, début mars, le prix de gros du gaz a connu un premier pic à 220 €/MWh. Par rapport au prix moyen d´un peu plus de 24 €/MWh entre 2019 et 2021, cela représente presque un décuplement du prix. Au cours des mois suivants, les livraisons de gaz russe ont été réduites à de nombreuses reprises, pour finalement être totalement interrompues début septembre 2022. Le prix de gros du gaz atteint son plus haut niveau fin août avec 316 €/MWh (BNetzA 2023e), ce qui a également entraîné le prix de l´électricité le plus élevé de l´année, cf. figure 13 et tableau 3.
En conséquence, l´avantage en termes de coûts des centrales à gaz, résultant de leur besoin moindre en certificats de CO2, a été masqué par l´envolée des prix du gaz et a augmenté leurs coûts marginaux de production selon le bureau d´études FfE (Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH). La hausse du prix du gaz s´est donc répercutée sur celui de l´électricité (figure 13) car, selon la logique du « merit order », le prix de gros de l´électricité est déterminé par les coûts marginaux de la dernière centrale appelée pour assurer l´équilibre entre l´offre et la demande (FFE 2023).
En revanche, les coûts marginaux des centrales à gaz ne fixent pas à tout moment le prix journalier de gros de l´électricité. D´autres filières de production peuvent aussi influencer la logique du « merit order. » En particulier, l´influence des énergies renouvelables intermittentes (éolienne et photovoltaïque) n´est pas négligeable avec des prix très faibles, voire négatifs, sur le marché. Par exemple, fin décembre 2022, lors d´une forte production éolienne et d´une faible demande d´électricité, le prix journalier de l´électricité sur le marché de gros a été nettement inférieur aux coûts marginaux des centrales à gaz, cf. figure 13.
Figure 13 : évolution des coûts marginaux des centrales à gaz (rendement de 40 à 60%) et des centrales à houille (rendement de 35 à 45%) résultant des prix des combustibles et du prix du CO2, par rapport au prix journalier sur le marché de gros de l´électricité en 2022
Le prix de gros moyen a dépassé les 300 €/MWh en juillet et en septembre et a même atteint 465,18 euros/MWh en août (BNetzA 2023a). A partir d´octobre 2022, le prix de gros moyen a de nouveau baissé en raison d´une consommation d´électricité en baisse. De plus, les énergies renouvelables ont contribué pour une part plus importante à la production totale et, au dernier trimestre 2022, plusieurs centrales au charbon ont été réactivées sur le marché, augmentant ainsi l´offre sur le marché de gros.
La figure 14 montre les moyennes annuelles de 2019 à 2022 des prix journaliers (dit « day-ahead ») sur le marché de gros pour la zone Allemagne/Luxembourg (BNetzA 2023a).
Figure 14 : moyennes annuelles de 2019 à 2022 des prix journaliers sur le marché de gros de l´électricité pour la zone Allemagne/Luxembourg
Le tableau 3 montre, pour la période de 2019 à 2022, les prix de gros extrêmes pour la zone Allemagne/Luxembourg selon (BNetzA 2023a).
En 2022, le prix de gros le plus élevé de l´année a été enregistré le lundi 29 août entre 19h et 20h avec 871,00 €/MWh. Dans cette plage horaire, la forte consommation d´électricité a coïncidé avec une faible production des énergies renouvelables intermittente, rendant nécessaires une production conventionnelle accrue et une importation nette de l´ordre de 5 GW.
Le prix de gros le plus bas a été enregistré avec – 19,04 €/MWh le dimanche 20 mars 2022 entre 13h et 14h. Dans cette plage horaire, la production renouvelable a couvert presque entièrement la consommation. De plus, l´Allemagne a exporté 15 GW nets.
Tableau 3 : Moyennes annuelles des prix de gros de l´électricité pour la zone Allemagne/Luxembourg
Bien que le volume négocié sur les bourses ne représente qu´une fraction du volume total des échanges commerciaux, les marchés journalier (day-ahead) de l´EPEX SPOT pour une livraison d´électricité le jour suivant sont considérés comme un indicateur des prix. Une fourchette de prix de -500 €/MWh à 4 000 €/MWh est définie pour le négoce « day-ahead » (EPEX SPOT 2022).
Episodes de prix négatifs au marché journalier
Depuis plusieurs années le marché de gros en Allemagne est confronté à des épisodes de prix négatifs. Dans ces situations, les vendeurs payent les acheteurs, ce qui constitue une situation de marché singulière. Ces situations apparaissent en particulier en cas de forte production d´électricité d´origine renouvelable mais de faible demande, situations au cours desquelles certains moyens de production conventionnelle ne peuvent pas fonctionner en deçà d´un minimum technique.
En 2019 et 2020, l´augmentation des épisodes à prix négatifs a été un sujet majeur. En 2020 le nombre de pas horaires à prix négatifs a battu un record avec 298.
Depuis 2021, le nombre de pas horaires à prix négatifs a diminué en raison d´une flexibilité croissante du système électrique allemand et de la forte augmentation des prix de gros de l´électricité.
En 2022, il n´y eu que 69 heures de prix négatifs, cf. figure 15. Durant ces heures, le prix négatif moyen de -2 €/MWh était nettement plus faible que les années précédentes, où il se situait autour de -15 €/MWh (FFE 2023).
Figure 15 : pas horaires à prix négatifs par trimestre sur le marché journalier entre 2019 et 2022 (BNetzA 2023a)
Alors que les exploitants d´une centrale conventionnelle doivent prendre à leur 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 gros 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. Dans ce cas les exploitants ne recevront plus le complément de rémunération rétroactivement à partir de la première heure de prix négatif.
Dans le cadre de l´avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables, entré en vigueur début 2021 (EEG 2021), la suspension de la rémunération des nouvelles installations d´énergies renouvelables > 500 kW (exception faite des éoliennes pilotes) intervient si le prix de gros affiche une valeur négative pendant au moins quatre heures sans interruption. Il s´agit d´un durcissement de la réglementation de 2017 qui reste toutefois en vigueur pour les installations mises en service avant 2021.
Selon le bureau d´études FfE la valeur du marché des prix négatifs est estimée à environ 580 M€ pour la période de 2017 à 2021 (FFE 2022), soit environ 116 M€ par an en moyenne. Ce montant est dérisoire par rapport au montant annuel global d´électricité négocié à la bourse.
Projets phares du tournant énergétique en 2022
Les projets phares du tournant énergétique allemand en 2022 étaient :
Adoption d´un ensemble de mesures de presque 300 milliards d´Euros pour atténuer l´impact de la crise énergétique
La forte hausse des prix de l´énergie a conduit à une situation de crise et fut un facteur déterminant de l´inflation, qui a dépassé temporairement les 10% en Allemagne. Le gouvernement a donc été contraint d´adopter un ensemble de mesures urgentes, temporaires et exceptionnelles de nature économique afin de faire face à ses effets insupportables pour les consommateurs et les entreprises (Allemagne Energies 2022g).
Les mesures de l´État allemand représentent presque 300 Mds€. L´objectif : soutenir les citoyens pendant cette période difficile, conséquence de la guerre en Ukraine, et préserver les emplois. Elles les inciteront simultanément à réduire leur consommation.
Pour atténuer la flambée des prix de l´énergie et l´impact de l´inflation, le gouvernement a adopté depuis le printemps 2022 trois trains de mesures, qui représentent des allègements à hauteur totale de 95 Mds€.
De plus, pour limiter l´impact de l´envolée des coûts énergétique pour les ménages et les entreprises, le Parlement (Bundestag) et le Conseil Fédéral (Bundesrat) ont autorisé en octobre 2022 des nouveaux crédits pour un bouclier de défense économique doté de 200 Mds€.
La principale mesure est le plafonnement temporaire des prix du gaz, de la chaleur et de l´électricité. Elle est partiellement financée par le prélèvement sur les bénéfices exceptionnels des producteurs d´électricité et des entreprises des secteurs du pétrole brut, du gaz naturel, du charbon et du raffinage conformément au règlement de l´Union Européenne 2022/1854 du 6 octobre 2022.
Les modalités du bouclier tarifaire pour le gaz, la chaleur et l´électricité sont réglées dans deux lois séparées qui ont reçu le feu vert du Parlement (Bundestag) le 15 décembre 2022 et du Conseil Fédéral (Bundesrat) le 16 décembre 2022.
Adoption d´un paquet législatif visant à accélérer le développement des énergies renouvelables et à renforcer la sécurité d´approvisionnement en énergie
Adoption en juillet 2022 d´un paquet législatif de presque 600 pages visant à accélérer le développement des énergies renouvelables et à renforcer la sécurité d´approvisionnement en énergie. La mesure phare de ce paquet est l´amendement à la Loi sur les Énergies Renouvelables (EEG 2023) du secteur électrique (Allemagne Energie 2022f ; Allemagne Energies 3).
Les objectifs à l´horizon de 2030 ont été fortement rehaussés par rapport au gouvernement sortant, soit 360 GW au total (éolien terrestre : 115 GW, éolien en mer : 30 GW, photovoltaïque : 215 GW).
Mesures en faveur de la sécurité de l´approvisionnement d´électricité
Suite à la menace de pénurie d´énergie, née de la guerre en Ukraine, des mesures en faveur de la sécurité de l´approvisionnement d´électricité ont été prises : prolongation du fonctionnement des 3 dernières centrales nucléaires jusqu´à mi-avril 2023 (Allemagne Energies 2022c) et réactivation temporaire des centrales à houille, lignite et fioul en réserve jusqu´à fin mars 2024, tout en maintenant l´objectif de l´abandon du charbon en 2030 (Allemagne Energies 2022a).
Développement de la politique énergétique et perspectives 2023
En 2022 la gestion de la crise à court terme a déterminé l´agenda politique en faveur de la sécurité énergétique, en partie au détriment des objectifs climatiques.
Les efforts coûteux pour réduire durablement les émissions de CO₂ piétinent actuellement. Les émissions dues à la production d´électricité à partir du charbon sont à la hausse depuis l´arrêt de livraison du gaz russe bon marché.
Le déni de réalité dans la stratégie allemande de transition énergétique a atteint des proportions inquiétantes. En réaction à l´accident de Fukushima, déclenché à la suite d´un séisme et d´un tsunami, le gouvernement allemand avait accéléré la sortie du nucléaire. Et comme le gouvernement, même après l´occupation de la péninsule de Crimée en 2014, a considéré la Russie comme un partenaire fiable, l´Allemagne est devenu fortement dépendante de son gaz.
En vue de la sortie du nucléaire et du charbon, le gouvernement avait initialement prévu, pour suppléer aux aléas des énergies renouvelables intermittentes, la construction de nouvelles centrales à gaz d´ici 2030. Celles-ci seraient exploitées à terme de manière neutre en carbone grâce à l´hydrogène pour atteindre les objectifs climatiques ambitieux. Mais en absence du gaz russe bon marché, la construction de ces centrales n´est pas rentable actuellement (Allemagne Energies 2023a). Jusqu´à maintenant aucune décision n´est prise ni sur leur capacité nécessaire ni sur leur financement.
Après la sortie définitive du nucléaire en avril 2023, il manquera environ 30 TWh supplémentaires de production bas-carbone dans le réseau électrique. Le développement de l´éolien et du photovoltaïque se poursuit trop lentement et n´a pas été en mesure depuis 3 ans de suppléer la perte de production du nucléaire sans parler des jours où le vent et le soleil sont faibles.
La devise du gouvernement semble être la suivante : « Il est plus important de bien choisir ses objectifs que de les atteindre ». Les 360 GW maintenant visés en 2030 pour l´éolien et le photovoltaïque nécessitent un triplement de la puissance installée dans les huit prochaines années, soit un ajout annuel d´au moins 26 GW contre 6 GW/an en moyenne entre 2000 et 2022.
De plus, l´objectif pour 2035 de presque 100% d´énergies renouvelables pour la production d´électricité implique, en une décennie, des paris technologiques lourds comme une bascule vers l´hydrogène et la mise à disposition de moyens suffisants de stockage d´énergie.
Avec la sortie du nucléaire, le gouvernement fait le deuxième pas avant le premier en arrêtant des centrales fiables et bas carbone. Les déclarations publiques des ministres responsables sur la garantie d´un approvisionnement énergétique sûr et abordable misent sur le principe de l´espoir. Les risques et problèmes, comme par exemple la faible résilience du système électrique à des aléas climatiques, ne sont pas pris en compte. Au pied du mur, les prochaines années détermineront si le gouvernement allemand parviendra à entamer la transition vers la neutralité climatique en 2045. Face à la crise climatique qui s´aggrave, déjà les décisions à prendre en 2023 seront d´une grande importance.
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
AGEB (2023b) Stromerzeugung nach Energieträgern (Strommix) von 1990 bis 2022 (in TWh) Deutschland insgesamt (Datenstand Februar 2023). AG Energiebilanzen e.V. En ligne : https://ag-energiebilanzen.de/.
BDEW (2022) Jahresbericht: Die Energieversorgung 2022. Erdgasversorgung durch Ukrainekrieg in Turbulenzen – Günstige Witterung führt zu mehr Strom aus Erneuerbaren Energien. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW). En ligne : https://www.bdew.de/service/publikationen/jahresbericht-energieversorgung-2022/.
ISEA und PSG RWTH Aachen University (2022) Battery charts. Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische. En ligne : https://www.battery-charts.de/.
Selon la Cour des Comptes, les objectifs climatiques de l´Allemagne sont en danger. « Jusqu´à présent, le gouvernement fédéral n´a pas assuré une coordination et un pilotage suffisants de sa politique de protection du climat », déclare le président Kay Scheller à propos de la publication du rapport spécial /1/. Presque toutes les mesures de protection du climat manquent de critères sur la quantité d´émissions de gaz à effet de serre qu´elles doivent permettre d´économiser. La coordination interministérielle de la transition énergétique est insuffisante. Des milliards d´Euros ont été dépensés pour des programmes de soutien inefficaces en matière de protection du climat.
La Cour des Comptes prodigue des conseils au nouveau gouvernement fédéral en fonction depuis décembre 2021 pour un pilotage plus ciblé des actions climatiques afin que l´Allemagne puisse atteindre ses objectifs ambitieux.
Bâtiment de la Cour des Comptes – Succursale de Potsdam, Source : Bildquelle: Bundesrechnungshof
Le rythme actuel de réduction des émissions ne permet pas d´atteindre la neutralité climatique d´ici 2045
L´Allemagne veut atteindre la neutralité climatique à l´horizon de 2045. Mais cela ne sera possible qu´en accélérant le rythme d´action. En 2021, les émissions de gaz à effet de serre ont augmenté d´environ 4,5% par rapport à 2020 /2/, /3/. Depuis 2010, la réduction moyenne n´a même pas atteint 2% par an. Pour atteindre les objectifs de 2030, il faudra désormais réduire les émissions de 6% par an.
Selon la Cour des Comptes, avec les mesures décidées actuellement l´Allemagne risque de manquer de manière significative ses objectifs climatiques pour 2030. Au lieu d´une réduction des gaz à effet de serre de 65% par rapport à 1990 seuls – 49% seront probablement atteints et – 67% au lieu de – 88% en 2040.
Figure 1 : les réductions des émissions de gaz à effet de serre actuellement pronostiquées sont nettement inférieures aux objectifs cibles
Le nouveau gouvernement fédéral en fonction depuis décembre 2021 a certes annoncé un rythme plus soutenu et des mesures supplémentaires /4/. Selon la Cour des Comptes cela ne suffira pas à combler le « gap climatique » compte tenu de la mauvaise coordination interministérielle des actions en matière de climat.
L´efficacité des mesures de protection du climat est incertaine
Le gouvernement sortant a contrecarré les objectifs climatiques en autorisant des subventions nuisibles pour le climat à hauteur de plusieurs milliards d´Euros. Ainsi, selon le Ministère Fédéral des Finances, seules les subventions de 16 Md€ de l´année dernière auraient présenté un effet positif sur les objectifs climatiques. Il s´agissait entre autres de la fermeture des centrales à charbon et du renforcement des directives européennes, par exemple concernant le commerce européen des droits d´émissions.
En parallèle, des subventions à hauteur de 65 Md€ en 2018 ont été jugées nuisibles pour la protection du climat par l´Agence Fédérale de l´Environnement /5/. La Cour des Comptes recommande de supprimer ces subventions.
La Cour des Comptes demande une meilleure coordination interministérielle
Le gouvernement fédéral doit améliorer la coordination interministérielle, souligne la Cour des Comptes. Pour cela, il doit coordonner étroitement les activités de tous les ministères concernés. En outre, il doit s´occuper plus intensivement que jusqu´à présent des effets sur la protection du climat des programmes de soutien décidés. Toutes les mesures mises en place doivent contribuer à la réduction des gaz à effet de serre de manière vérifiable et économique. Il faut orienter l´argent de l´État là où il déploie un maximum d´efficacité. Pour que la coordination soit efficace, les informations sur les activités de protection du climat des différents ministères doivent être rassemblées en un organe central de contrôle.
Recommandations pour le nouveau gouvernement fédéral
Le rapport spécial de la Cour des Comptes se base sur les résultats d´un audit réalisé au cours de la précédente législature, le gouvernement de Mme Merkel. A l´époque, le Ministère Fédéral de l’Environnement était responsable de la coordination des mesures de protection du climat.
Les recommandations de la Cour des Comptes s´adressent au nouveau gouvernement fédéral en fonction depuis décembre 2021. Celui-ci doit piloter sa politique de protection du climat de manière ciblée – afin que l´Allemagne puisse atteindre ses objectifs climatiques.
La sécurité d´approvisionnement et d´accessibilité financière de l´énergie sont à la une. Si les mesures de protection du climat sont économiquement inaccessibles et socialement inacceptables, et si en outre l´argent est investi dans des mesures inefficaces pour la protection du climat, cela compromet le processus de la transition énergétique et l´acceptation sociétale.
Temps de lecture : 4 min (résumé), 30 min (article entier)
La transition énergétique allemande a du plomb dans l´aile mais nonobstant les ambitions politiques augmentent : critiqué par la Cour Constitutionnelle, le gouvernement relève l´objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre à 65% d´ici 2030 par rapport à 1990 et avance la neutralité carbone à 2045. Or jusqu´à maintenant, au-delà des déclarations de principe, les stratégies efficaces ont souvent fait défaut.
Les émissions allemandes sont en hausse par rapport à 2020 et la part des énergies renouvelables dans le mix électrique baisse pour la première fois de manière significative. La production d´électricité à partir des centrales à charbon atteint à nouveau un niveau record mais le gouvernement maintient son calendrier de sortie du nucléaire.
A l´occasion de la présentation d´un premier bilan le 11 janvier 2022 /22/, Robert Habeck, codirigeant du parti des Verts, Vice-Chancelier et Ministre Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat, constate un retard considérable quant à l´atteinte des objectifs climatiques dans tous les secteurs. Les objectifs climatiques pour 2022 et 2023 sont déjà considérés inatteignables et les mesures actuellement engagées sont largement insuffisantes. Tout sera mis en œuvre pour atteindre les objectifs de 2030 définis dans le contrat de coalition du nouveau gouvernement /20/. C´est pour cela il faut tripler le rythme de réduction des émissions et faire nettement plus en moins de temps. Il est prévu de faire voter des mesures d´urgence courant 2022, afin qu´elles entrent en vigueur début 2023.
Selon les données statistiques, les résultats énergétiques 2021 se résument comme suit :
Après une année 2020 atypique du fait de la crise sanitaire, la reprise économique s´est traduite par un rebond de la consommation d´énergie primaire d´environ 3% par rapport à 2020 mais reste inférieure au niveau de 2019. Les énergies fossiles (pétrole, gaz naturel, houille et lignite) représentent plus des trois quarts de la consommation énergétique ;
La consommation d´électricité augmente de 3,3% et se rapproche de son niveau d´avant-crise sanitaire. Cette hausse est imputable à la reprise économique et à des températures globalement plus fraîches que l´année précédente ;
La production électrique des centrales conventionnelles progresse de presque 10%. Les centrales à charbon (lignite/houille) ont dépassé l´éolien (terrestre et maritime) et sont à nouveau la première source de production électrique ;
La production d´électricité renouvelable accuse une baisse de 5,3% par rapport à 2020 notamment en raison d´une forte baisse de la production éolienne. En conséquence, la part des énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité marque un recul à 42,1 % (2020 : 45,9%) ;
La lenteur du développement des énergies renouvelables, notamment de l´éolien, met en péril l´objectif du nouveau gouvernement de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité d´ici 2030 ;
Le solde exportateur s´élève à environ 19 TWh, soit au même niveau qu´en 2020 ;
Les émissions de gaz à effet de serre augmentent d´environ 4,5% (~ 33 MtCO2éq) par rapport à 2020 pour atteindre 762 MtCO2éq. Les émissions ont chuté de 38,7% depuis 1990, mais l´Allemagne s´est éloignée de l´objectif de réduction de 65% d´ici 2030.
Les projets phares du tournant énergétique allemand en 2021 :
Taxe carbone sur les émissions des produits combustibles non couverts par le Système Européen d´Échange de Quotas d´Émissions ;
Avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables (EEG 2021) visant une part des énergies renouvelables de 65% à la consommation brute d´électricité d´ici 2030 ;
Avenant à la Loi sur la Protection du Climat pour un durcissement de l´objectif climatique (neutralité carbone en 2045) ;
Contrat de coalition du nouveau gouvernement visant entre autres une part des énergies renouvelables de 80% à la consommation brute d´électricité et 50% de la chaleur produite de manière climatiquement neutre d´ici 2030 ;
Arrêt de 3 centrales nucléaires et 6 centrales à charbon fin 2021
Consommation énergétique
Selon AG Energiebilanzen /1/, la consommation d´énergie primaire atteint 3407 TWh (293 Mtep) en 2021, cela correspond à une augmentation de 3,1 % (~ 103 TWh) par rapport à l´année précédente (2020 : 3304 TWh ou 284 Mtep). L´augmentation de la consommation énergétique a été entièrement assurée par des énergies conventionnelles. La contribution des énergies renouvelables a légèrement baissé par rapport à 2020.
La hausse de la consommation énergétique s´explique par la reprise économique et des températures plus fraiches par rapport à 2020. Corrigée de l´aléa météorologique la consommation énergétique augmente seulement de 0,6% selon /1/.
Toutefois, la consommation énergétique est encore inférieure au niveau d´avant la crise sanitaire. Le développement énergétique et économique en Allemagne continue d´être influencé par les effets de la pandémie.
Les énergies fossiles continuent de représenter plus des trois quarts de la consommation énergétique. Le pétrole reste l´énergie fossile la plus importante en 2021 suivi par le gaz naturel.
Néanmoins, la consommation des produits pétroliers a connu une réduction de 3,1% par rapport à 2020. Le recul de la part du pétrole dans la consommation d´énergie primaire à 32,3% (2020 : 34,4 %) s´explique en partie par la crise sanitaire et en partie par des effets de réduction de stocks compte tenu de la hausse du prix du combustible.
La consommation de gaz naturel a augmenté d´environ 5% par rapport à 2020. La part du gaz naturel dans la consommation d´énergie primaire augmente donc légèrement à 26,8% (2020 : 26,4%). Cause principale : les températures globalement plus fraiches au premier semestre et en conséquent une augmentation de la consommation de gaz pour la production de l´électricité et pour le chauffage. La forte hausse du prix du gaz au second semestre a entraîné un basculement vers d´autres sources d´énergie, comme la houille sur le marché de l´électricité. Malgré tout, le gaz naturel reste, après le fioul, la principale source d´énergie pour le chauffage en Allemagne.
Le charbon (couple lignite/houille) atteint une part totale de presque 18% de la consommation d´énergie primaire.
La consommation de lignite a augmenté de 17,7 % par rapport à 2020, mais reste environ 3% inférieure à 2019 et suit donc la tendance baissière à long terme. Le lignite atteint une part de 9,2% (2020 : 8,1%) de la consommation d´énergie primaire.
La consommation de la houille a augmenté de 16,5 % en 2021. L´utilisation de la houille dans les centrales électriques, ce qui représente environ la moitié de sa consommation totale, a augmenté de presque un quart. La demande de houille de l´industrie sidérurgique a augmenté de 12%. Comme pour le lignite, cette évolution a été favorisée par la hausse des prix des autres sources d´énergie ainsi que par la baisse de la production renouvelable. La houille atteint une part de 8,5% (2020 : 7,5%) de la consommation d´énergie primaire.
Soutenue par une consommation d´électricité plus élevée et une baisse de la production renouvelable, la production du nucléaire a augmenté de 7,4% et atteint une part de 6,1% (2020 : 5,9%) de la consommation d´énergie primaire.
Figure 1 : consommation d´énergie primaire selon /1/
La part des énergies renouvelables à la consommation d´énergie primaire a légèrement diminué à 15,9% (2020 : 16,5%). Cause principale une météo défavorable pour l´éolien et une consommation énergétique plus élevée en 2021 par rapport à 2020.
Consommation et production d´électricité
La consommation d´électricité représente environ un quart de la consommation brute d´énergie finale en Allemagne. Le secteur électrique a été influencé en 2021 par des facteurs assez divers :
Restrictions de la vie économique et publique dues à la crise sanitaire de la Covid -19 au début de l´année ;
Températures globalement plus froides au premier semestre ;
Forte baisse de la production éolienne du fait de conditions météorologiques défavorables ;
Reprise de l´activité économique aux 2e et 3e trimestres ;
Hausse significative du prix de gros sur le marché de l´électricité et de la tonne de CO2 sur le marché européen au cours du second semestre 2021.
La consommation intérieure brute d´électricité a été marquée à la fois par des températures relativement fraiches au premier semestre et par des effets de rattrapage conjoncturel. En 2021, elle a augmenté de 3,3% pour atteindre environ 565 TWh (2020 : 547 TWh), soit presque le niveau de 2019 (567 TWh). Le plus grand consommateur d´électricité a été l´industrie, avec une part d´environ 45 %, les ménages ont consommé environ un quart.
Sous l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables serait entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation intérieur brute baisse à 42,1 % contre 45,9% en 2020 selon BDEW/4/. Conformément aux prescriptions du gouvernement fédéral, il s´agit du taux déterminant pour la réalisation des objectifs en matière d´énergies renouvelables.
La production brute d´électricité a augmenté de 3,2 % à 586 TWh (2020 : 568 TWh). Le mix de production électrique enregistre en 2021 une hausse des sources conventionnelles de plus de 10%. Leur part dans la production brute est passée à presque 60% en 2021, soit environ 4% de plus par rapport à 2020. Presque 20% de la production nette de l´Allemagne (557 TWh) ont été fournis par des centrales à cogénération (production injectée dans le réseau public, autoconsommation de l´industrie et installations privées), soit environ 108 TWh /3/.
Depuis 1997, la production d´électricité renouvelable n´a cessé d´augmenter /4/. Les années avec des conditions métrologiques défavorables ont été compensées par l´augmentation de leur capacité installée. En revanche, en 2021 la production des énergies renouvelables accuse un recul de 5,3% par rapport à 2020 /3/, /4/. Leur part dans la production brute d´électricité baisse à 40,6% (2020 : 44,2%). En cause notamment la forte baisse de la production éolienne en raison des conditions météorologiques défavorables. En outre, l´ajout de nouvelles capacités a été faible en 2019 et 2020.
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2021 /4/ (données entre parenthèses pour 2020)
Le tableau 1 ci-dessous détaille la production brute pour chaque filière en 2021 par rapport à 2020 pour l´ensemble du secteur de l´électricité, y compris la production destinée à l´autoconsommation de l´industrie, individuelle et collective.
En dépassant l´éolien (terrestre et maritime), le charbon (couple lignite/houille) redevient la première source de production électrique en 2021, en hausse de presque 23% par rapport à 2020 malgré l´augmentation du coût des certificats de CO2 sur le marché européen. Le nucléaire a produit environ 7% de plus qu´en 2020. En revanche, la production des centrales à gaz a reculé de plus de 5%. Par l´effet du « merit order » elles se sont positionnées derrière le charbon suite à la forte augmentation du prix du gaz.
Malgré une forte baisse, l´ éolien (terrestre et maritime) a produit presque la moitié de l´électricité renouvelable sur l´ensemble de l´année. Le photovoltaïque a contribué pour environ un cinquième à la production renouvelable totale. Cette quantité d´électricité comprend non seulement les injections dans le réseau public mais aussi l´autoconsommation.
La production des déchets biogènes est en légère baisse par rapport à l´année précédente tandis que celle de la biomasse stagne.
La production de l´hydroélectricité, qui a une importance limitée outre-Rhin, augmente légèrement en 2021 par rapport à 2020.
Tableau 1 : production et consommation d´électricité 2020 et 2021 selon /4/ (les chiffres de 2021 sont provisoires)
Au cours de la dernière décennie, la production renouvelable a doublé, tandis que la production du couple houille/lignite a reculé de presque 40%. Malgré cela l´année 2021 marque pour la première fois une inversion des tendances : les énergies renouvelables reculent et le charbon (couple houille/lignite) est en hausse (cf. figure 3).
Figure 3 : évolution de la production brute des différentes filières depuis 2010 /4/
L´augmentation de la production renouvelable au cours de la dernière décennie ne cache toutefois pas le fait que la production nette totale bas-carbone (énergies renouvelables et nucléaire) est en baisse depuis 2020.
Les énergies renouvelables n´ont pas été en mesure de suppléer la perte de production résultant de l´arrêt de la centrale nucléaire de Philippsburg 2 fin 2019. Le bilan devrait encore s´aggraver après l´arrêt des centrales nucléaires de Gundremmingen unité C, Grohnde et Brokdorf fin 2021 /5/. Déjà dans le passé l´arrêt de centrales nucléaires a eu un impact négatif sur l´évolution de la production bas-carbone (figure 4).
Figure 4 : évolution de la production nette totale bas-carbone (énergies renouvelables et nucléaires) selon /1/
Après l´arrêt des trois dernières centrales nucléaires fin 2022 et sans qu´une seule tonne de CO2 supplémentaire soit économisée, une augmentation de 25% de la production renouvelable serait nécessaire pour pallier les 65 TWh nets produits par les six centrales nucléaires en 2021.
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 2021 d´un parc de production d´environ 225 GW nets hors systèmes de stockage (STEP, batteries etc.) dont ~ 87 GW de moyens pilotables conventionnels et ~138 GW d´installations renouvelables.
Compte tenu des centrales arrêtées fin 2021 et des centrales en réserve stratégique, environ 73 GW de centrales conventionnelles (y compris les centrales diverses mais hors systèmes de stockage) sont activement sur le marché électrique au début 2022.
Le tableau 2 ci-dessous détaille l´évolution de la puissance totale nette installée du secteur électrique en 2021 et 2020, y compris les centrales de l´industrie servant principalement à l´autoconsommation.
Tableau 2 : Puissance installée en 2020 et 2021 hors du stockage de l´énergie (stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), batteries, etc.) Les chiffres de 2021 sont provisoires
Centrales conventionnelles
Centrales nucléaires
Début 2022 la puissance installée a baissé à 4,055 GW par suite de l´arrêt de trois centrales nucléaires (4,058 GW) le 31.12.2021 /5/.
Centrales à houille
Début 2022 une puissance d´environ 14 GW est activement disponible sur le marché de l´électricité.
Suite aux résultats des deux premiers appels d´offres sur la fermeture anticipée des centrales à houille et centrales à lignite inférieures à 150 MW, environ 5,6 GW ont été fermés ou retirés du marché en 2021 /7/. De plus environ 4,3 GW sont en réserve stratégique en marge du marché de l´électricité. Ces centrales pourraient être activées en cas de besoin.
Centrales à lignite
Début 2022 environ 17 GW sont activement disponibles sur le marché de l´électricité /7/.
Environ 1,8 GW ont été fermés ou retirés du marché en 2021 et environ 1,9 GW sont en marge du marché assurant une réserve ultime pour des situations extrêmes. Ces centrales doivent être opérationnelles dans un délai de 10 jours
Centrales à gaz
Début 2022 environ 27,4 GW sont activement sur le marché de l´électricité /7/. Environ 2,2 GW ont été fermés ou retirés du marché et environ 2,6 GW sont en réserve stratégique ou font partie du mécanisme de capacité.
Centrales au fioul
Début 2022 environ 2,9 GW sont activement sur le marché de l´électricité/7/. Environ 1,6 GW sont actuellement en réserve stratégique et 0,4 GW fermés ou retirés du marché.
Stockage d´énergie
L´Allemagne dispose début 2022 d´une capacité de stockage totale d´environ 10,4 GW/7/.
Les STEP (Stations de Transfert d´Énergie par Pompage) ont une capacité nette totale de 9,8 GW y compris les installations au Luxembourg et en Autriche qui injectent de l´électricité directement dans le réseau allemand et la capacité des batteries est estimée à environ 0,6 GW/7/.
Outre la capacité de stockage (GW), la quantité d´électricité stockée (GWh) est un paramètre important, car la capacité de puissance seule ne fournit pas d´informations sur la durée pendant laquelle cette capacité peut être mobilisée. Il convient de faire la distinction entre la quantité de stockage théorique et la quantité réelle. En effet, de nombreux systèmes de stockage par batterie ne sont pas entièrement déchargeables en mode de fonctionnement normal. Ces données ne sont malheureusement pas suffisamment connues.
La durée de fonctionnement à pleine charge des stations de pompage-turbinage est également limitée dans le temps en fonction du niveau de remplissage lorsqu´elles sont appelées. La quantité d´énergie stockée maximale actuellement disponible des STEP connectées au réseau allemand correspond à environ 40 GWh par cycle de charge.
Il n´est donc guère possible d´en tirer une conclusion étayée sur la disponibilité des capacités de stockage en cas de besoin /2/.
Energies renouvelables
La capacité installée des énergies renouvelables a augmenté de près de 7 GW, soit un peu plus de 5% par rapport à 2020, pour passer à 137,7 GW (cf. tableau 2). Toutefois, la capacité ajoutée en 2019 et 2020 a été faible et le développement doit être fortement redynamisé pour atteindre les objectifs climatiques à l´horizon de 2030 /28/.
Photovoltaïque
Environ 5 GWc (~ 9%) ont été ajoutés, portant la capacité nette totale installée à 58,7 GWc fin 2021. C´est la première fois depuis 2012 que la capacité photovoltaïque ajoutée atteint les 5 GW. Seule la période 2010 – 2012 a connu un ajout annuel plus élevé.
Éolien terrestre
La capacité installée des éoliennes terrestres a augmenté de près de 1,7 GW en 2021, soit environ 3% pour atteindre un total d´environ 56,1 GW. La tendance de développement est certes positive par rapport à 2020 qui a été très faible avec un ajout de seulement 1,2 GW. Mais la construction annuelle de nouvelles éoliennes reste toujours nettement inférieure à celle des années 2014 – 2017.
Éolien en mer
Aucune nouvelle éolienne n´a été ajoutée en 2021. La puissance totale s´élève à 7,8 GW fin 2021.
Hydroélectricité/Biomasse/Déchets biogènes
La capacité installée a peu évolué par rapport à 2020.
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 2021. Cependant, la contribution de l´éolien et du photovoltaïque à la production nette d´électricité – lissée sur l´année – a été inférieure à 30% (voir figure 5). Cela correspond à un facteur de charge moyen [1] d´environ 15%, sans toutefois apporter une contribution durable à la sécurité d´approvisionnement car la production est très fluctuante au cours de l´année.
Figure 5 : puissance nette installée et production nette en pourcentage en 2021 (hors STEP) selon /3/
A titre de comparaison, le nucléaire allemand, qui, avec 8,1 GW nets, représente environ 3,6% de la puissance installée en 2021, a produit 11,7 % nets de l´électricité. Cela correspond à un facteur de charge moyen d´environ 92%.
Faits marquants des énergies renouvelables intermittentes en 2021
Les résultats des énergies renouvelables démontrent les limites de la conversion aux sources renouvelables intermittentes.
Outre de nombreux épisodes de faible production éolienne et photovoltaïque au cours de l´année, une forte variabilité inter-saisonnière et interannuelle des sources renouvelables intermittentes a été à nouveau mise en évidence en 2021.
Normalement l´automne et l´hiver sont les périodes les plus venteuses. En revanche, le premier trimestre 2021 a connu une période assez peu venteuse (voir figure 6). La production éolienne terrestre a baissé de 13% par rapport à l´année précédente. La production éolienne en mer a été en baisse de 11% par rapport à 2020. En cause l´absence de tempêtes hivernales.
Figure 6 : fluctuation mensuelle de la production éolienne en 2021 et variation en pourcentage par rapport à 2020 /3/
Le photovoltaïque a produit 4,9 % de plus que l´année précédente. Selon le service météorologique allemand, la durée d´ensoleillement a été avec 1 650 heures au-dessus de la moyenne, mais inférieure aux 1 901 heures de 2020 /12/.
Notamment janvier 2021 a été marqué par la pluie et le manque de soleil (voir figure 7). La production était nettement inférieure par rapport à janvier 2020 (- 42,4 %). En revanche, en juin (+ 28,7%) et en octobre (+ 53,8%) la production photovoltaïque a été la plus élevée jamais enregistrée pendant ces mois-ci.
La production hydroélectrique s´est accrue de 3,7 % par rapport à 2020 en raison de fortes précipitations durant les mois d´été /4/.
Figure 7 : fluctuation mensuelle de la production photovoltaïque et hydroélectrique en 2021 et variation en pourcentage par rapport à 2020 /3/
Échanges transfrontaliers d´électricité
Le solde des exportations d´électricité de l´Allemagne a baissé au cours des dernières années et s´élève selon /1/ à environ 19,3 TWh en 2021 (figure 8).
Les échanges transfrontaliers dépendent non seulement de l´offre et de la demande, mais aussi des prix de l électricité dans les pays voisins. Les prix de gros sur le marché day-ahead de chaque pays sont le résultat de cette interaction.
Depuis novembre 2020, l´échange transfrontalier direct entre l´Allemagne et la Belgique est possible via l´interconnexion ALEGrO /8/. En avril 2021, l´interconnecteur NordLink /9/, qui relie la Norvège avec l´Allemagne, est pleinement entré en fonction.
Figure 8 : solde des échanges transfrontaliers d´électricité en TWh selon /1/ (les chiffres de 2021 sont provisoires)
La structure des échanges physiques entre l´Allemagne et les pays voisins a changé. Les exportations vers la Suisse et la France ont augmenté, les importations ont été plus importantes en provenance de la République tchèque et de l´Autriche. Il convient toutefois de noter qu´en raison de la situation centrale de l´Allemagne en Europe, une certaine partie des flux physiques transfrontaliers sont des flux de transit et des flux en boucle.
Pour un pays donné, le solde total des échanges physiques et contractuels devrait, dans l´idéal, être le même.
Modernisation des réseaux de transport
Le développement des réseaux de transport et de distribution est crucial pour la transition énergétique /10/, /11/.
Les gisements de vent, dans le nord du pays, étant géographiquement distants des grands centres de consommation dans l´ouest et sud industriel, l´épine dorsale est constituée par plusieurs tracés nord – sud en courant continu afin de limiter les congestions.
Le plan actuel du réseau de transport prévoit environ 12.260 km terrestres (nouvelles lignes et renforcement des lignes existantes). Seuls 15,8% (1.934 km) étaient réalisés fin 2021 /10/.
A cela se rajoute la connexion des éoliennes en mer, environ 3650 km à réaliser d´ici 2030.
Le développement des réseaux de distribution est également d´une grande importance pour la mise en œuvre de la transition énergétique. La majorité des installations d´énergies renouvelables décentralisées y est raccordée. De plus, l´électrification des autres secteurs de l´économie conduit à la croissance rapide des nouveaux consommateurs connectés majoritairement au réseau de distribution.
Émissions de gaz à effet de serre
Les émissions de gaz à effet de serre augmentent de 4,5% (~ 33 Mt CO2éq) par rapport à 2020 pour atteindre 762 Mt CO2éq selon Agence Fédérale de l´Environnement /27/. Cela correspond à une réduction de 38,7% versus 1990. L´augmentation des émissions est particulièrement marquée dans le secteur de l´énergie. L´Allemagne prend du retard sur ses ambitions d´une réduction de 65% d´émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 par rapport à 1990.
Le secteur de l´énergie enregistre une hausse des émissions de gaz à effet de serre d´environ 27 Mt CO2éq pour atteindre 247 Mt CO2éq notamment en raison d´une hausse des émissions du secteur électrique.
Les émissions de gaz à effet de serre liées à la production d´électricité sont en 2021 avec ~ 223 Mt CO2éq en forte augmentation par rapport à 2020 (~195 Mt CO2éq), année atypique du fait de la crise sanitaire et des faibles niveaux de consommation. Les causes sont la hausse de consommation d´électricité, la baisse de la production renouvelable et le recours accru aux centrales à charbon en raison de la forte augmentation du prix du gaz. Pour l´année 2021, l´intensité carbone est estimé à 428g CO2éq /kWh /29/.
Pour le secteur de l´énergie n´existent que des objectifs sectoriels pour 2020 et 2022. Malgré la forte augmentation des émissions, ce secteur pourrait encore atteindre son objectif de 2022, soit 257 Mt CO2éq, compte tenu du fait qu´en 2020 les émissions ont été avec 220 Mt CO2éq bien en-dessous de la valeur cible de 280 Mt CO2éq.
Dans le secteur de l´industrie, les émissions ont augmenté d´environ 9 Mt CO2éq, soit 5,5 % par rapport à l´année précédente. Avec environ 181 Mt CO2éq, le secteur se situe juste en dessous de la limite fixée par la loi fédérale sur la protection du climat (182 Mt CO2éq).
En revanche, les objectifs sectoriels fixés pour 2021 n´ont pas été atteints dans les secteurs du bâtiment et des transports.
Pour le secteur du bâtiment c´est la deuxième fois consécutive. Bien que les émissions dans ce secteur aient baissé à 115 Mt CO2éq, soit environ -3,3% par rapport à l´année précédente, l´objectif sectoriel de 113 Mt CO2éq pour 2021 a été légèrement dépassé. La principale raison a été un effet spécial, la nette diminution de l´achat de fioul. Les stocks de fioul ont déjà été largement augmentés en 2019 et 2020 en raison des prix avantageux.
Pour le secteur des transports, malgré des activités économiques encore réduites en 2021 en raison de la crise sanitaire, l´objectif de 145 Mt CO2éq a été avec 148 Mt CO2éq réalisés également manqué de justesse.
L´avenant à la Loi sur la Protection du Climat fixe des objectifs juridiquement contraignants en matière d´émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique.
En cas de non-respect des objectifs climatiques, les ministères compétents doivent présenter un programme d´urgence afin de s´engager le plus rapidement possible sur une voie de réduction pour atteindre les objectifs annuels. Le gouvernement fédéral travaille sur un programme d´urgence pour le climat qui devrait répondre à ces exigences.
La figure 9 montre l´évolution entre 2010 et 2021 des émissions allemandes de gaz à effet de serre contenues dans le « panier de Kyoto » en millions de tonnes de CO2éq par an et les objectifs de 2030 selon l´avenant à la Loi sur la Protection du Climat (source des valeurs est l´Agence Fédérale de l´Environnement /26/, /27/).
Figure 9 : évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an (hors secteur des terres et forêts – UTCATF) et objectifs
Pour atteindre les objectifs de 2030, il faut désormais réduire les émissions de 6% par an. Depuis 2010, la réduction moyenne n´a même pas atteint 2% par an /27/.
En l´absence de nouvelles mesures de protection du climat, conjuguée à l´arrêt de trois centrales nucléaires (environ 4 GW de capacité bas carbone) fin 2021 (voir plus loin), l´espérance d´une réduction des émissions en 2022 s´amenuise.
Evolution des prix de gros de l´électricité
La forte hausse des prix des énergies fossiles a secoué les marchés de l´énergie en 2021 /2/.
Le gaz naturel a connu un tel renchérissement que le charbon est devenu plus avantageux, bien que le prix de la tonne de CO2 sur le marché européen ait battu de nouveaux records.
Si 2020 avait été marqué par une moyenne annuelle du prix du marché journalier de l´électricité de 30,47 €/MWh dans la zone Allemagne/Luxembourg, celle-ci a triplé en 2021 (voir tableau 3) en passant à 96,85 €/MWh /12/, /13/. Le prix de gros a marqué un record depuis 2000, date du début des échanges boursiers d´électricité en Allemagne.
Tableau 3 : sélection des prix de gros day-ahead pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg /12/
Le prix de gros le plus élevé de l´année a été enregistré le mardi 21 décembre entre 17h et 18h avec 620,00 €/MWh. Une consommation d´électricité élevée de 66,5 GW a coïncidé avec une production renouvelable de seulement 8,8 GW.
Le prix de gros le plus bas a été enregistré le samedi 22 mai entre 14h et 15h avec – 69,00 €/MWh. Dans cette plage horaire, la production renouvelable a été très élevée, couvrant presque 98% de la consommation totale.
Pendant environ 30% des jours de l´année, le prix de gros sur le marché day-ahead a été négocié à plus de 100 €/MWh.
Bien que le volume négocié sur les bourses ne représente qu´une fraction du volume total des échanges commerciaux, les marchés day-ahead de l´EPEX SPOT pour une livraison d´électricité le jour suivant sont considérés comme un indicateur des prix. Une fourchette de prix de -500 €/MWh à 3 000 €/MWh est définie pour le négoce day-ahead /14 /.
La figure 10 montre la moyenne du prix day-ahead par mois calculée à partir des 24 prix horaires d´une journée pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg.
Figure 10 : prix sur le marché day-ahead de l´EPEX SPOT (moyenne par mois de 2019 à 2021) pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg /15/
L´année 2021 a été marquée par une évolution des prix de gros sans précédent. Le prix de gros sur le marché day-ahead a plus que quadruplé en passant de 52,81 €/MWh en janvier à 221,06 €/MWh en décembre. La raison en était l´augmentation du prix du gaz naturel et l´utilisation accrue de centrales à charbon. Cela a entrainé un accroissement de la demande de certificats d´émission de CO2 suivi d´une forte hausse du prix de la tonne de CO2 sur le marché européen.
Toutefois les résultats des échanges sur le marché à terme qui donnent une indication de l´évolution future des prix de gros laissent présumer une baisse des prix à partir d´avril 2022.
Episodes de prix négatifs au marché spot
Depuis plusieurs années le marché de gros en Allemagne est confronté à des épisodes de prix négatifs. Dans ces situations, les vendeurs payent les acheteurs, ce qui constitue une situation de marché singulière. Ces situations apparaissent en particulier en cas d´abondance de production d´électricité d´origine renouvelable mais de faible demande, situations au cours desquelles certains moyens de production classiques ne peuvent pas fonctionner en deçà d´un minimum technique.
Depuis 2015 les épisodes de prix négatifs sont bien plus fréquents et marqués. En 2020 le nombre de pas horaires de prix négatifs a battu un record avec 298. En revanche en 2021 le nombre de pas horaires a diminué de plus de la moitié à 139 /12/, /13/. La figure 11 montre les pas horaires mensuels avec des prix négatifs négociés sur le marché day-ahead.
Figure 11 : pas horaires par mois avec des prix négatifs sur le marché de gros /10/, /13/
La réglementation en vigueur depuis 2017 prévoit la suspension de la rémunération si le prix de gros 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. Dans ce cas les exploitants ne recevront plus le complément de rémunération rétroactivement à partir de la première heure de prix négatif.
La règle des 6 heures s´est appliquée pour 80 pas horaires avec des prix négatifs en 2021 contre 192 pas horaires en 2020.
Dans le cadre de l´avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables, entré en vigueur début 2021 (EEG 2021, voir plus bas), la suspension de la rémunération des nouvelles installations d´énergies renouvelables > 500 kW intervient si le prix de gros affiche une valeur négative pendant au moins quatre heures sans interruption. Il s´agit d´un durcissement de la réglementation de 2017 qui reste toutefois en vigueur pour les installations mises en service avant 2021. En 2021, la règle des 4 heures s´est appliquée pour 117 pas horaires avec des prix de gros négatifs.
Selon le bureau d´études FfE (Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH) la valeur du marché des prix négatifs est évaluée à environ 504 M€ pour la période de 2017 à 2020 /16/ soit environ 126 M€ par an. Ce montant est dérisoire par rapport au montant annuel global d´électricité négocié à la bourse.
Projets phares du tournant énergétique en 2021
Les projets phares du tournant énergétique allemand en 2021 étaient :
Taxe carbone
La taxe carbone sur les émissions des produits combustibles non couverts par le Système Européen d´Échange de Quotas d´Émissions est entrée en vigueur début 2021 /17/. Le prix initial à partir de 2021 a été fixé à 25 Euros par tonne de CO2. La taxe est censée augmenter régulièrement pour donner un signal prix, incitant à réduire l´usage des énergies fossiles. En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 55 à 65 Euros par tonne de CO2.
Les recettes de la taxe carbone seront réinvesties dans des mesures de protection du climat ou restituées aux citoyens à titre de compensation (par exemple allègement de la charge de soutien des énergies renouvelables).
Avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables (EEG 2021)
L´avenant, entré en vigueur début 2021 /18/ vise l´objectif d´une part des énergies renouvelables de 65% à la consommation brute d´électricité d´ici 2030 en tablant sur une consommation brute de 580 TWh. 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 en mer, 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.
Avenant à la Loi sur la Protection du Climat
Critiquée par sa Cour Constitutionnelle, le gouvernement sortant a durci considérablement ses objectifs climatiques. Le gouvernement compte atteindre la neutralité carbone en 2045, soit cinq ans plus tôt que prévu par l´Union européenne. L´avenant à la Loi sur la Protection du Climat est entré en vigueur fin août 2021 /19/.
Comme étape intermédiaire une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 65% d´ici 2030 par rapport à 1990 est visée, contre 55% auparavant. Jusqu´à 2030, 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. La part la plus importante des réductions supplémentaires sera supportée par le secteur énergétique et celui de l´industrie.
La définition de mesures concrètes a été laissée au nouveau gouvernement formé après les élections fédérales en septembre 2021.
Contrat de coalition du nouveau gouvernement
Le nouveau gouvernement allemand, formé par les Sociaux-démocrates, les Verts et les Libéraux a pris ses fonctions le 8 décembre 2021. Le contrat de coalition de 177 pages décrit les grandes lignes de la politique commune en matière de climat et énergie /20/.
Le nouveau gouvernement plaide pour une « économie socio-écologique de marché » et fait la part belle à la lutte contre le changement climatique. Il est prévu de créer un ensemble de règles pour mettre l´Allemagne sur la voie de +1,5 °C, selon le préambule du contrat de coalition.
En supprimant les obstacles au développement des énergies renouvelables, un nouveau rythme sera apporté à la transition énergétique. Une part de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité est maintenant visée d´ici 2030 contre 65% par le gouvernement sortant (voir EEG 2021 plus haut). Suite à l´électrification accrue des autres secteurs de l´économie, le nouveau gouvernement table sur une consommation brute de 680 à 750 TWh d´ici 2030. Le gouvernement sortant visait encore sur une consommation brute d´électricité de 580 TWh en 2030 (voir plus haut).
D´ici 2030, il est prévu d´augmenter la capacité du photovoltaïque à 200 GW avec obligation d´installation solaire pour les nouveaux bâtiments professionnels et celle des éoliennes en mer à 30 GW. Le nouveau gouvernement vise 40 GW d´ici 2035 et au moins 70 GW d´éoliennes en mer d´ici 2045. Aucune valeur cible n´est fixée pour les éoliennes terrestres dans le contrat de coalition. Une surface totale de l´Allemagne de 2 % sera requise pour les éoliennes terrestres. Sur cette base, il est possible de déterminer un corridor qui se situe entre 100 et 130 GW de puissance installée en 2030.
Confirmant l´arrêt des dernières centrales nucléaires d´ici 2022, le nouveau gouvernement souhaite aussi accélérer la sortie du charbon, actuellement prévue pour 2038, et l´avancer à 2030 « dans l´idéal ».
Dans le secteur de la chaleur un objectif de 50% de chaleur produite de manière climatiquement neutre est visé d´ici 2030. Pour avancer la décarbonation des transports le contrat de coalition prévoit 15 millions de voitures électriques et un million de bornes de recharge publiques à l´horizon 2030. Seuls les véhicules dits “zéro émission” seront autorisés à la vente à partir de 2035.
Les mesures actuellement engagées sont largement insuffisantes. Le nouveau gouvernement a l´intention de mettre en place un programme d´urgence pour la protection du climat avec des lois et mesures concrètes en 2022.
Arrêt de 3 centrales nucléaires et 6 centrales à charbon fin 2021
Conformément à la loi de sortie du nucléaire de 2011 trois centrales nucléaires ont été arrêtées définitivement le 31 décembre 2021 /21/. Il s´agit des centrales de Gundremmingen unité C, Grohnde et Brokdorf. L´Allemagne perd ainsi 4058 MW nets de moyens pilotables bas carbone. Les trois dernières centrales nucléaires (Emsland, Neckarwestheim unité 2 et Isar unité 2) d´une puissance totale nette de 4055 MW seront arrêtées fin 2022.
Dans le cadre de la loi sur l´arrêt définitif du charbon, six centrales ont été arrêtées en décembre 2021. Trois centrales à lignite d´une puissance totale de 910 MW sont concernées. Il s´agit des centrales Niederaußem unité C (295 MW), Neurath unité B (294 MW) et Weisweiler unité E (321 MW). Ces trois unités ont chacune fonctionné pendant plus de 49 ans /6/.
Suite aux résultats du deuxième appel d´offres sur la fermeture anticipée des centrales à houille et centrales à lignite inférieures à 150 MW, trois offres ont été retenues pour un volume de 1514 MW /24/. Il s´agit des centrales Mehrum (690 MW), Wilhelmshaven (757 MW) et Deuben (67 MW). Ces centrales ne seront plus autorisées à brûler de la houille ou du lignite à partir du 8 décembre 2021. Les centrales de Mehrum et de Wilhelmshaven sont en service depuis 1979 et 1976. La centrale de Deuben a été connectée au réseau en 1936.
La centrale de Mehrum a été mise en réserve stratégique suite à son classement « importance systémique » /12/.
Début 2021 le premier appel d´offres a entrainé l´arrêt ou retrait du marché d´environ 4,8 GW /23/. Les gestionnaires avaient identifié une « importance systémique » aux centrales Heyden unité 4 de l´exploitant Uniper (puissance électrique 875 MW), Walsum unité 9 de l´exploitant Steag (puissance électrique 370 MW) et Westfalen unité E de l´exploitant RWE (puissance électrique 764 MW).
L´Agence Fédérale des Réseaux a accepté le classement en « importance systémique » des centrales Heyden 4 et Westfalen E /25/. Les deux centrales seront converties en déphaseur rotatif et pourront ainsi contribuer à la stabilité du réseau à l´avenir par la fourniture ou absorption de puissance réactive. Le fonctionnement en tant que déphaseur ne nécessite plus de bruler du charbon dans la centrale.
Tandis que la conversion de la centrale de Westfalen E doit se faire rapidement, la conversion de la centrale de Heyden 4 ne pourra avoir lieu qu´à partir d´octobre 2022 pour des raisons de planification. D´ici là elle a été mise en réserve stratégique afin de suppléer en cas de besoin à la perte de puissance réactive suite à la fermeture de la centrale nucléaire de Grohnde et ainsi éviter des états critiques sur le réseau au début des périodes prolongées de vent faible au printemps 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.
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 presque 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 de 729 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
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.
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 presque 46% 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.
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 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.
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).
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 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).
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.
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.
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.
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).
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)
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/Luxembourg est reliée désormais à 10 pays : Autriche, Danemark, France, 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.
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 729 Mt CO2éq en 2020 selon le bilan final de l´Agence Fédérale pour l´Environnement /30/ ce qui correspond à une réduction de 41,3% 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 de 71 Mt CO2éq, soit une baisse de 8,9% 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 de 39 Mt CO2éq, soit une baisse de 15,2% par rapport à l´année précédente. Avec 220 Mt CO2éq, ce secteur a réussi à réduire ses émissions de CO2 de 52,8% 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. Les émissions provenant de la production d´électricité à partir de houille ont diminué 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 /29/.
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 119 Mt CO2éq, soit une baisse de 2 Mt CO2éq par rapport à l´année précédente. Mais malgré cette réduction, le secteur bâtiment dépasse de justesse 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 2010 à 2020 selon /30/.
Figure 12 : Évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an (hors secteur des terres et forêts – UTCATF) 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.
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.
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
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 ».
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).
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.
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 ».
Tableau 1 : Indicateurs dont la réalisation semble réaliste Tableau 1 suite Tableau 2 : Indicateurs dont la réalisation est incertaine Tableau 3 : Indicateurs demandant un ajustement Tableau 4 : Indicateurs dont la réalisation semble irréaliste
Dans son baromètre 03/2020 du tournant énergétique allemand, McKinsey fait, sur la base de 15 indicateurs, une évaluation de la probabilité des objectifs pour 2030.La réalisation est incertaine pour 4 indicateurs et semble irréaliste pour 5 indicateurs.
Le bilan après presque dix ans de tournant énergétique ne donne guère de raisons au gouvernement allemand de se reposer sur ses lauriers. Le pays outre Rhin ne pourra atteindre ses objectifs de protection du climat d´ici 2030 qu’en déployant les plus grands efforts et en corrigeant sensiblement sa politique énergétique.
Cette année, l’épidémie de coronavirus n’aura qu´un effet positif à court terme sur le bilan climatique en diminuant les émissions de CO2 et la consommation d’électricité.
Les principaux défis restent l’électrification des secteurs des transports et du chauffage & refroidissement ainsi que la modernisation vacillante du réseau. En outre, il faut accélérer le développement des énergies renouvelables, ralentir la spirale des coûts et s’assurer que la sécurité d’approvisionnement d’électricité soit garantie dans l’avenir /1/, /2/.
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 a évalué jusqu’ à maintenant 15 indicateurs sous l’angle de leur progression vers les objectifs prévus pour 2020.
Dans le dernier baromètre de mars 2020, 5 des 15 indicateurs ont été remplacés, car le gouvernement allemand a formulé entre-temps de nouveaux objectifs d’ici 2030 soit la réduction de 55 % des émissions de gaz à effet de serre d’ici 2030 par rapport à 1990, élément central du programme de protection du climat 2030 (Klimaschutzprogramm 2030) /3/, soit la sortie progressive du charbon d’ici 2038 /4/.
La réalisation de 5 sur 15 indicateurs semble réaliste à l´horizon de 2030 selon McKinsey
Part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité
L´indicateur mesure la part des énergies renouvelables à la consommation brute d’électricité, conformément aux objectifs du gouvernement allemand soit 35% d’ici 2020 et 65% à l´horizon de 2030.
La part des énergies renouvelables à la consommation brute d’électricité a atteint presque 43% en 2019 /5/. L’indicateur est donc actuellement pleinement rempli.
Toutefois, suite au ralentissement du développement des énergies renouvelables, en particulier de l’énergie éolienne terrestre /6/, une détérioration de l’indicateur est attendue dans les années à venir. Mais selon les estimations actuelles, la réalisation de l’indicateur reste toujours réaliste dans un avenir prévisible.
Coupures de courant non prévues
L’indicateur mesure l’indice SAIDI (System Average Interruption Duration Index), soit la durée moyenne en minutes des interruptions (non prévues et hors événements exceptionnels) dans l´approvisionnement d’un consommateur final. L´indicateur est atteint à 100% si l’indice SAIDI ne dépasse pas 17 minutes.
La durée des coupures de courant a légèrement diminué en passant à 13,9 minutes en 2018 (2017 : 15,1 minutes) selon le rapport « monitoring » de 2019 de l’Agence Fédérale des Réseaux /7/. Cela démontre une fois de plus la haute fiabilité de la sécurité de l’approvisionnement électrique. L’indicateur est actuellement pleinement rempli.
Contribution des capacités étrangères à la sécurité d’approvisionnement allemande
L’indicateur, nouvellement inclus par McKinsey, mesure la contribution possible des capacités étrangères à la sécurité d’approvisionnement allemande sous contrainte des capacités des interconnexions transfrontalières. L’indicateur est considéré comme rempli à 100 % si les pays voisins peuvent potentiellement contribuer à la sécurité d´approvisionnement en électricité de l’Allemagne.
L’atteinte voire le dépassement de l’indicateur est considérée comme réaliste car il existe actuellement une surcapacité dans les pays voisins de l’Allemagne. L´Allemagne dispose d’une capacité d’interconnexion environ 20,5 GW donc une marge largement suffisante pour faire face aux pointes de consommation avec la contribution éventuelle des capacités étrangères.
Cependant, de nombreuses fermetures simultanées des moyens de production pilotables (centrales au charbon et nucléaires) envisagées dans les pays voisins de l’Allemagne risquent de dégrader les marges de manœuvres.
Evolution des prix de l’électricité pour un site industriel moyen
L’indicateur mesure l’écart du prix de l’électricité pour un site industriel moyen en Allemagne par rapport à la moyenne de l’UE en pourcentage. Il s’agit du prix de l’électricité hors TVA et autres taxes et prélèvements récupérables pour un site industriel avec une consommation entre 20 et 70 GWh selon Eurostat. L’indicateur est considéré comme pleinement rempli si l’écart ne dépasse pas 8,45 %.
L’indicateur est actuellement pleinement rempli. Au cours du premier semestre de 2019, l’écart des prix par rapport à la moyenne européenne (28 pays) s’élève à seulement 1,1 %.
Part des coûts de l’énergie dans le panier des dépenses des ménages
Ce nouvel indicateur mesure en pourcentage la part des coûts de l’énergie (électricité, gaz naturel, fioul, carburant et combustible divers) dans le panier des dépenses de consommation des ménages. L’indicateur est atteint à 100% si la part des coûts de l’énergie ne dépasse pas 10,1% (valeur 2009)
En 2018 la part des coûts de l’énergie s’élève à 10,2 %. Cette valeur n’est supérieure que de 0,1 % à celui de 2009, donc l’atteinte de l’indicateur est considérée comme réaliste. Toutefois, ce bon résultat s’explique par le fait que la forte hausse des prix de l’électricité a, jusqu’à présent, été presque entièrement compensée par la baisse des prix du pétrole et du gaz.
Le prix de l’électricité pour les ménages va continuer à augmenter au cours de la nouvelle décennie. Avec l’introduction d’un « prix carbone » pour les émissions de CO2 dans les secteurs des transports et de chauffage/refroidissement, les coûts des sources d’énergie telles que le fioul, le gaz naturel et le carburant devraient également augmenter à partir de 2021 et rendre plus difficile le maintien des coûts de l’énergie à une part de 10,1% dans le panier des dépenses à l’horizon de 2030.
L´indicateur « émissions de gaz à effet de serre » demande un léger besoin d’ajustement
L’indicateur mesure la réduction des émissions de gaz à effet de serre, conformément aux objectifs du gouvernement allemand soit – 40 % d´ici 2020 et – 55 % à l’horizon de 2030 par rapport à 1990.
L’indicateur est passé d’un niveau « irréaliste » à un niveau « léger besoin d’ajustement » grâce à la réduction des émissions en 2019. Selon les estimations de l’Agence Fédérale de l´environnement /5/, les émissions de de gaz à effet de serre s’élevaient à environ 805 Mt CO2éq en 2019 soit un recul d´environ 53 Mt CO2éq par rapport à 2018.
La réduction est presque exclusivement attribuable au secteur électrique (- 50 Mt CO2éq) suite à l’augmentation de la production d’électricité à partir des énergies renouvelables et à la baisse simultanée de la production à base de charbon/lignite en faveur des centrales à gaz moins émettrices en CO2.
Pour l’année en cours, les émissions devraient baisser à court terme, principalement en raison de la forte influence sur tous les secteurs de la crise sanitaire liée au coronavirus /8/. Néanmoins, il est douteux que l’écart restant d’environ 56 Mt CO2éq par rapport à la valeur cible de 2020 (749 Mt CO2éq) puisse être comblé cette année.
Toutefois, il ne s’agit pas d’une amélioration structurelle du système. Une fois l’épidémie passée, on peut s’attendre à une nouvelle augmentation des émissions.
Pour atteindre l’objectif de réduction de 55 % des émissions de CO2 d’ici 2030, les succès obtenus jusqu’à présent dans le secteur de l’électricité doivent être transférés aux secteurs des transports et de chauffage & refroidissement. Des progrès visibles sont nécessaires, surtout en ce qui concerne l’électromobilité et la modernisation de l’approvisionnement en chaleur.
Selon le gouvernement allemand, la réduction des émissions doit être réalisée principalement par 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.
La loi fédérale de protection du climat 2030 (Bundes – Klimaschutzgesetz), entrée en vigueur en décembre 2019, fixe en plus 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 /9/. Si les émissions annuelles dans un ou plusieurs secteurs sont dépassées, des mesures supplémentaires seront mises en œuvre.
La réalisation de 4 indicateurs est incertaine
Bien que les 4 indicateurs soient actuellement considérés comme réalistes, ils risquent de se détériorer. En raison du resserrement significatif des objectifs et des changements structurels sur le marché allemand de l’électricité, il est déjà prévisible aujourd’hui que ces indicateurs s’écarteront selon toute probabilité de la trajectoire cible à court ou moyen terme.
Il s’agit notamment des indicateurs « Part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie », de l’indicateur « Part des énergies renouvelables dans le secteur chaleur & refroidissement » ainsi que des indicateurs « nombre d’emplois dans le secteur des énergies renouvelables » et la « sécurité d’approvisionnement en électricité ».
Part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie
L’indicateur mesure la part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie conformément aux objectifs du gouvernement allemand soit 18 % d´ici 2020 et 30 % à l´horizon de 2030.
La part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie s’élevait à 17,1 % /10/ en 2019 donc à la portée de l’objectif de 18 % fixé pour 2020. D’ici 2030, cependant, la part des énergies renouvelables devrait augmenter deux fois plus vite pour atteindre l’objectif de 30 %.
Le développement des énergies solaire et éolienne ne suffira plus à lui seul pour y parvenir. Il faudra pour cela progresser dans l’électrification des secteurs des transports et du chauffage & refroidissement en particulier (sector coupling). Au moins sept, idéalement dix millions de véhicules électriques devraient circuler sur les routes allemandes d’ici 2030. Toutefois, il n’existe pas d’objectifs concrets comparables pour le secteur de chauffage & refroidissement – à l’exception de l’objectif « part des énergies renouvelables ».
Part des énergies renouvelables dans le secteur chaleur & refroidissement
L’indicateur mesure la part des énergies renouvelables dans le secteur chaleur & refroidissement conformément aux objectifs du gouvernement allemand soit 14 % d´ici 2020 et 27 % à l´horizon de 2030.
Avec une part de 14,5 % en 2019 l’indicateur a déjà dépassé l’objectif de 14 % pour 2020. Cependant, seul un facteur d’augmentation minimale de 1,2 par rapport à 2010 a été spécifié pour 2020. En fait, l’Allemagne a fait du surplace dans la décarbonisation de ce secteur au cours des dix dernières années. Pour atteindre le nouvel objectif de 27 % fixé pour 2030, la part des énergies renouvelables dans ce secteur devrait désormais augmenter presque d’un facteur 2 au cours de la prochaine décennie. Il est incertain que les mesures prévues par le gouvernement soient suffisantes pour réaliser cette accélération.
Nombre d´emplois dans le secteur des énergies renouvelables
L’indicateur mesure le nombre d’emplois dans le secteur des énergies renouvelables. L’indicateur est considéré comme pleinement rempli si le nombre d’emplois dépasse les 322 100 (valeur de 2008).
Evolution : Tendance négative de 2012 à 2015 principalement due au déclin de l’industrie solaire allemande. De 2015 à 2016, le nombre des emplois a augmenté d’environ 100 000.
En 2018, il y avait 291 000 emplois dans le secteur, soit environ 48 000 de moins qu’en 2016, date de la dernière publication officielle.
Bien que l’atteinte de l’indicateur (322 100 emplois d’ici 2030) reste encore réaliste, on attend une baisse du nombre des emplois dans l’industrie éolienne en raison du ralentissement du développement en 2019.
Sécurité d’approvisionnement en électricité
L’indicateur mesure les marges restantes lors de la pointe hivernale. L’indicateur est considéré comme pleinement rempli si la capacité réellement disponible dépasse la consommation lors de la pointe.
Selon le bilan prévisionnel des GRT allemands /11/ le pays dispose actuellement de suffisamment de capacité disponible pour faire face à la situation la plus tendue même en considérant le solde des échanges électriques comme nul.
Toutefois, l’abandon progressif de l’énergie nucléaire d’ici la fin de 2022 et la sortie progressive prévue du charbon/lignite réduiront les marges restantes sans la construction de nouvelles centrales à cogénération au gaz. Selon les calculs de simulation du marché de l’électricité effectués par McKinsey, jusqu’à 17 GW de capacité supplémentaire de centrales électriques seraient nécessaires d’ici 2030 pour répondre à la demande de consommation lors de la pointe hivernale.
En absence d’un ajustement de la capacité des moyens pilotables, l’Allemagne devrait intégrer la contribution des interconnexions pour garantir l’équilibre offre-demande d’électricité dans certaines situations les plus tendues. L’Allemagne serait donc tributaire de la disponibilité des capacités étrangères et des interconnexions transfrontalières.
La réalisation de 5 indicateurs semble irréaliste à l’horizon de 2030
Modernisation des réseaux de transport
L´indicateur mesure la modernisation des réseaux de transport en km sur la base des projets de l´Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur). Selon la programmation actuelle /12/ de développement des réseaux de transport, 7656 km sont prioritaires (lignes nouvelles et renforcement des lignes existantes). L’indicateur sera considéré comme pleinement rempli lorsque 3657 km auront été achevés d’ici 2020 et l’achèvement global est atteint d’ici 2030.
Fin 2019 environ 1278 km étaient réalisés. L’indicateur reste donc actuellement dans la catégorie « irréaliste ».
En raison des importants retards, l’Agence fédérale des réseaux a repoussé les dates d’achèvement de nombreux projets. Les objectifs de développement des réseaux de transport ne peuvent être atteints de manière réaliste au rythme actuel. Ce n’est qu’à partir de 2025 que les dates d’achèvement se rapprocheront à nouveau des objectifs initiaux.
Toutefois, cela exigera des efforts considérables : la réalisation de plus de 2 200 km est prévue pour la seule année 2025 – une tâche gigantesque. La lente modernisation des réseaux de transport est un signal d’alarme sérieux pour la progression de l’ensemble du tournant énergétique, car sans une infrastructure de réseau suffisante, l’électricité renouvelable ne peut pas atteindre le consommateur final.
Depuis fin 2016, seuls environ 164 km ont été construits chaque année ; cependant, même avec le nouveau calendrier, une construction de 990 km par an sera nécessaire d’ici la fin 2025, un facteur 6 par rapport au rythme de progression de la période précédente, ce qui semble actuellement irréaliste.
En outre, suite au nouvel objectif d´une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation d´électricité d´ici 2030, il faut se poser la question du relèvement des besoins d’extension des réseaux électriques de transport. Selon les études actuelles il faudrait ajouter environ 3600 km / 8 /.
Réduction de la consommation d’énergie primaire
L’indicateur mesure la réduction de la consommation d’énergie primaire en Petajoule (PJ) conformément aux objectifs du gouvernement allemand soit – 20 % d´ici 2020 (11504 PJ) et – 30 % d´ici 2030 (10066 PJ) par rapport à 2008 (14380 PJ) /9/.
Malgré une réduction de la consommation d’énergie primaire à 12832 PJ en 2019 (2018 : 13102 PJ) /5/, l’objectif de 11504 PJ pour 2020 est hors de portée. Au cours de la dernière décennie, la consommation d’énergie primaire a diminué d’environ 155 PJ/an. Cette réduction devrait maintenant passer à 250 PJ/ an – soit 60% de plus par an – pour atteindre l’objectif de 2030 ce qui semble irréaliste.
Nombre des véhicules électriques
L’indicateur mesure le stock actuel de véhicules électriques, hybrides rechargeables et de véhicules électriques à pile à combustible en Allemagne. L’indicateur est pleinement atteint si au moins 7 millions de véhicules électriques sont immatriculés d’ici 2030.
L’indicateur est actuellement hors de portée. Au second semestre 2019, le nombre de véhicules électriques n’a augmenté que d’environ 43 000, passant à 212 574. Cependant, si l’on applique l’interpolation linéaire, il aurait fallu augmenter le nombre des véhicules électriques à 466 755 pour atteindre l’objectif 2030.
2020 sera une année importante pour la poursuite du développement du marché de l’électromobilité car de nombreux constructeurs lancent de nouveaux modèles pour le marché de masse.
Taux entre coûts de stabilisation du réseau et production d’énergies renouvelables intermittentes
L’indicateur mesure le taux entre les coûts de stabilisation du réseau (Redispatching, Feed-in management (EinsMan) des énergies renouvelables, centrales de réserve) en Euros et les MWh d’électricité produite à partir d’énergies renouvelables intermittentes (éolien, solaire). L’indicateur est considéré comme pleinement rempli si le taux ne dépasse pas 1 €/MWh (valeur 2008).
Le taux a encore augmenté en passant de 9,3 € par MWh en 2018 à 10,8 € par MWh au premier semestre 2019. L’indicateur reste donc dans la catégorie « irréaliste ».
Prix de l’électricité pour les ménages
L’indicateur mesure l’écart du prix de l’électricité pour un ménage moyen en Allemagne par rapport à la moyenne de l’UE en pourcentage. L’indicateur est considéré comme pleinement rempli si l’écart ne dépasse pas 25,5 %.
Le prix moyen de l’électricité pour un ménage allemand, toutes taxes et prélèvements compris, est le plus élevé de l’UE. Selon Eurostat, l’écart par rapport à la moyenne de l’UE (28 pays) s’élève à 44 % au premier semestre 2019 pour un ménage avec une consommation annuelle entre 2500 et 5000 kWh.
L’atteinte de l’indicateur reste irréaliste en permanence.
Conclusion
Le bilan de la politique énergétique allemande au cours de la dernière décennie n’est pas très brillant. De nombreux objectifs fixés par les politiciens n’ont pas été atteints. On ne parle pratiquement plus aujourd’hui – même au niveau international – de l’Allemagne comme d’un pionnier de la transition énergétique.
L’horloge tourne pour mettre en œuvre le tournant énergétique à l’horizon de 2030. Il y a beaucoup à faire et le temps pour apporter les changements nécessaires est compté.
Des nombreux chantiers restent ouverts. Dans le domaine de la protection du climat, l’Allemagne n’a toujours pas réussi à réduire suffisamment ses émissions de gaz à effet de serre. Les retards s´accumulent dans la modernisation des réseaux de transport et l´électrification du secteur des transports. Le développement de l’énergie éolienne terrestre est actuellement au point mort.
Bien que l’Allemagne soit toujours à un niveau élevé en termes de sécurité d’approvisionnement, il y a de plus en plus de signes de risques de dégradation des marges dans l’avenir. En termes de performance économique, l’Allemagne n’atteint toujours pas ses objectifs : les consommateurs allemands continuent de payer leur électricité beaucoup plus cher que leurs voisins européens.
Ce sont des défis gigantesques qui ne peuvent pas être reportés et auxquels la politique doit trouver rapidement des réponses concrètes.
/8/ Allemagne-Energies (2020) : L´Allemagne atteindra-t-elle son objectif climatique 2020 grâce à l´hiver doux et l´épidémie de coronavirus ? En ligne :
Selon le think tank AGORA Energiewende, les émissions de gaz à effet de serre pourraient diminuer de 40 à 45 % en 2020 par rapport à 1990 principalement en raison de l´épidémie de coronavirus. Sous cette hypothèse l´Allemagne atteindrait son objectif de 2020, soit une réduction de 40% des émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990. Cependant, il est à craindre que les émissions rebondissent après l´effet exceptionnel de l´épidémie et qu´il y ait en plus une réticence à investir dans la protection du climat.
Les émissions de gaz à effet de serre ont reculé à 805 Mt CO2éq en 2019 en Allemagne. Cela correspond à une réduction de 35,7 % par rapport à 1990 /1/.
Agora Energiewende /2/ a estimé l´évolution possible des émissions de gaz à effet de serre en 2020 pour les secteurs de l´énergie, l’industrie, les transports, l´agriculture et les bâtiments en tenant compte de l´hiver très doux et de l’effet exceptionnel de l´épidémie de coronavirus.
Le think tank s´attend à ce que les émissions diminuent d’au moins 50 Mt CO2éq en 2020 par rapport à 2019. Selon l´évolution de l’épidémie de coronavirus, la réduction pourrait même atteindre 120 Mt CO2éq, ce qui représenterait une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40 à 45 % par rapport à 1990. Dans un scénario moyen, la réduction serait de 80 Mt CO2éq par rapport à l’année précédente soit 42 % par rapport à 1990.
Indépendamment de l´épidémie de coronavirus, l´hiver très doux et venteux du début de l’année 2020 est déjà à l´origine de réductions des émissions. A la forte production d’énergie éolienne se sont ajoutés le faible prix du gaz et le prix de CO2 encore relativement élevé au début de l´année soit entre 20 et 25 Euros par tonne de CO2. Par voie de conséquence, pour les deux premiers mois de 2020, l´électricité produite par les centrales à charbon/lignite a diminué d´un tiers par rapport à la même période de l’année précédente. De plus, le temps doux a également conduit à une consommation d´électricité plus faible pour le chauffage.
Selon les statistiques de l´Agence Fédérale d´Environnement /3/, les énergies renouvelables ont produit en janvier et février 2020 au total 51,2 TWh soit une augmentation de 10,2 TWh par rapport à la période de l´année précédente (voir figure).
Figure : Production d’électricité à partir d’énergies renouvelables par mois (2019 et 2020)
Le mois de février 2020, très venteux, a établi un nouveau record de production d´électricité à partir des énergies renouvelables avec plus de 28 TWh ce qui correspond à presque 60% de la production totale du mois.
Les éoliennes à terre et en mer ont produit en janvier et février près de 37 TWh. En comparaison, la production des centrales photovoltaïques n’était que de 6,4 TWh en raison de la saisonnalité.
Si l´on extrapole une évolution des conditions météorologiques similaire à celle de 2019 pour le reste de l´année 2020, les émissions de gaz à effet de serre diminueraient de l´ordre de 20 Mt CO2éq par rapport à 2019, même sans tenir compte de l´épidémie de coronavirus, en raison des effets des premières semaines de l´année (hiver chaud, forte production d’énergie éolienne, prix faible du gaz).
Pour le reste de l´année, cela dépendra de la durée de l’épidémie de coronavirus et des effets qu’elle aura. L´épidémie pourrait entraîner une réduction des gaz à effet de serre de 30 à 100 Mt CO2éq supplémentaires. Les émissions diminueraient notamment dans le secteur des transports en raison de la baisse du trafic de passagers, tout comme la consommation d’électricité et de gaz naturel en raison des répercussions économiques de l´épidémie.
On peut cependant supposer qu’il s´agit d’un effet exceptionnel et que les émissions rebondiront après l´épidémie de coronavirus d´autant plus que les centrales nucléaires seront définitivement arrêtées d´ici 2022, soit une perte d´environ 75 TWh bas carbone.
Il est également légitime de craindre que le gouvernement, très occupé à combattre les effets de la récession induite par l´épidémie, soit enclin à « déprioriser » la protection du climat, d´autant que les caisses des investisseurs risquent d´être vides.
Le tournant énergétique en Allemagne fait du surplace. L’approvisionnement en électricité est assuré pour les prochaines années, mais seulement de justesse dans le sud de l’Allemagne. Presque tous les indicateurs de progrès sont au rouge, la plupart des objectifs principaux à l´horizon 2020 ne seront pas atteints. C’est le résultat du 8e rapport annuel publié par l´ Union Economique Bavaroise sur l’évolution du tournant énergétique en Allemagne et en Bavière.
Pour la 8e fois consécutive, le bureau d´étude Prognos a établi pour le compte de l´ Union Economique Bavaroise (vbw – Vereinigung der Bayerischen Wirtschaft), un bilan d´étape sur le tournant énergétique en Allemagne et en Bavière /1/, /2/. Le bilan, publié début février 2020 sur la base des dernières données validées de l’année 2018, prend en compte quatre catégories pour l’évaluation des progrès réalisés : la sécurité d’approvisionnement, le prix abordable (coûts d´électricité), l’efficacité énergétique et les énergies renouvelables ainsi que l´impact environnemental.
Le résultat est plutôt décevant. Sur la base des données de 2018, la plupart des objectifs principaux à l´horizon 2020 ne seront pas atteints (voir figure).
Figure : Bilan d´étape du Tournant Energétique – Écarts par rapport aux objectifs pour 2020
Sécurité d´approvisionnement
L’approvisionnement en électricité est actuellement assuré. Cependant, le développement du réseau est en retard par rapport au planning /3/. Les tracés nord – sud en courant continu ne seront pas disponibles avant 2025. Le retard pris dans le développement du réseau, lequel n’arrive pas à suivre le rythme auquel se développent les éoliennes et le photovoltaïque, a provoqué une hausse importante des interventions des gestionnaires des réseaux allemands pour stabiliser le réseau et éviter des coupures de courant. Ces mesures coûteuses (environ 1,44 Mrds d´€ en 2018) pèsent sur le prix de l’électricité par le biais du tarif d´utilisation du réseau.
Le retard sur le développement du réseau de transport nord-sud pourrait, à partir de 2022 (arrêt du nucléaire), entraîner des goulets d’étranglement en matière d´approvisionnement en électricité en Allemagne du sud où réside une partie importante de l’industrie et donc de la consommation électrique.
Prix abordable (Coûts d‘électricité)
Le prix de l’électricité pour les ménages allemands continue d´être parmi les plus chers en Europe/4/. Son évolution depuis 2010 est nettement supérieure à l’indice des prix à la consommation.
Comme les prix évoluent différemment selon les catégories de consommation, une image différenciée se dégage pour le prix du kWh de l´industrie non privilégiée. Dans l’ensemble, cet indicateur fait cependant l’objet d’une évaluation critique. Il est donc impératif que la taxe sur l’électricité soit ramenée au minimum européen afin de maintenir la compétitivité des entreprises. De plus il faudrait des allègements supplémentaires dans le cadre de la sortie progressive des centrales à charbon/lignite.
L´industrie électro – intensive est protégée sous la forme d´un dégrèvement partiel du soutien aux énergies renouvelables et conserve un tarif compétitif ayant pour but de préserver sa compétitivité internationale.
Efficacité énergétique et énergies renouvelables
L´évolution de la consommation brute d´électricité (-10% d´ici 2020 par rapport à 2008) et de la consommation énergétique primaire (- 20% d´ici 2020 par rapport à 2008) est loin derrière les objectifs. Cela est aussi valable pour la productivité énergétique (ratio « PIB /consommation finale d´énergie » en M€/tep). Selon le concept énergétique du gouvernement fédéral /5/, une augmentation annuelle de 2,1% a été prévue. En 2018, le niveau correspondant était inférieur de plus de 14 % à la trajectoire cible.
Seul le rythme de développement des énergies renouvelables dans le secteur électrique est élevé et a déjà dépassé l´objectif de 2020.
Impact environnemental
Bien que les émissions de gaz à effet de serre en Allemagne aient diminué de 4,5 % en 2018 par rapport à l’année précédente, les émissions ont été bien supérieures à la trajectoire cible et ce pour la neuvième année consécutive.
Dans l’ensemble, le développement en matière environnementale est négatif. Au cours des cinq dernières années, les émissions de gaz à effet de serre se sont de plus en plus éloignées de la trajectoire visée. Bien que la réduction des émissions dans l’industrie énergétique soit disproportionnément élevée par rapport à d’autres secteurs, elle est plus que compensée par de faibles réductions dans l’industrie, l’agriculture et les transports.
L´objectif national d´une réduction de 40% des gaz à effet de serre par rapport à 1990 est actuellement hors de portée.
Conclusion
Ces dernières années, les progrès du tournant énergétique ont été beaucoup plus lents que ne l’exigent les objectifs à l´horizon 2020. En particulier, le développement du réseau, absolument nécessaire pour garantir l’approvisionnement en électricité et la distribution économiquement rentable des énergies renouvelables, a été fortement retardé. Dans l’industrie, les secteurs du bâtiment et des transports, la mise en œuvre de l’efficacité énergétique et l’introduction de moyens de production de chaleur et de systèmes de propulsion alternative à faible ou à zéro émission progresse plus lentement que nécessaire pour atteindre les objectifs 2020.
Allemagne Energies 