Allemagne : la part des énergies renouvelables à la consommation brute d’électricité atteint 50 % au premier semestre de 2020

Texte mis à jour le 14 08 2020

Temps de lecture : 5 min

Au cours du premier semestre 2020, la production brute d’électricité s’est élevée à environ  280 TWh – une baisse de 9,5 % par rapport à la même période de 2019 (premier semestre 2019 : 310 TWh). La consommation brute d’électricité a été environ 272 TWh (premier semestre 2019 : 289 TWh). Cela représente une baisse de 5,7 %. 

La part des énergies renouvelables à la consommation intérieure brute d’électricité a atteint 50,2 % (premier semestre 2019 : 44,1 %).

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Parc éolien Indeland (42 MW) à Eschweiler sur la zone réhabilitée d´une mine à ciel ouvert (source Innogy)

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

Les principales raisons de cette évolution : une augmentation de la production à partir d’énergies renouvelables en raison de conditions météorologiques favorables et une baisse de la consommation d’électricité en raison de la crise sanitaire du Coronavirus.

Au total, environ 136,6 TWh ont été produits à partir des énergies renouvelables (premier semestre 2019 : 127,4 TWh). Avec 60,6 TWh, l´éolien terrestre a été le plus grand producteur d´ électricité renouvelable. Le photovoltaïque a fourni 27,3 TWh, suivi de la biomasse (environ 22,4 TWh) et l´éolien marin (environ 13,9 TWh). La production hydraulique s´élève à 9,5 TWh. Le reste a été produit par les déchets biogènes (2,7 TWh) et l’énergie géothermique.

Environ 144 TWh ont été produits à partir des centrales thermiques à flamme et le nucléaire (premier semestre 2019 : 182 TWh). La production d’électricité à base de houille et de lignite a fortement diminué : elle était inférieure de presque 40 % à celle du premier semestre de l’année précédente. La production totale d’électricité des centrales à houille et lignite a, avec environ 56 TWh, représenté une part d´environ 20 % de la production brute totale au premier semestre 2020. Les raisons sont principalement le faible prix du gaz – la part à la production brute des centrales à gaz a augmenté d´environ 2 %, soit une part de 16,2 % par rapport à 14,1 % au premier semestre de l’année précédente – et un marché stable de quotas d’émission de CO2 dans l’UE, ce qui a rendu la production d’électricité à base de houille/lignite plus coûteuse.

Fig 1 Production brute
Figure 1 : Production brute d’électricité au premier semestre de 2020 (source /1/)

En revanche, le nombre de pas horaires avec des prix négatifs a fortement augmenté en 2020. Sur le marché EPEX-Spot-Day-Ahead, un total de 212 heures a été enregistré au premier semestre 2020 /2 / alors que sur toute l´année 2019 on a compté au total 211 heures.

Production la plus élevée et la plus faible des énergies renouvelables selon /2/

Le 13.3. 2020 vers 12h, les énergies renouvelables ont produit environ 64,5 GW, la consommation électrique étant de 72 GW. La part du photovoltaïque (PV) a été de 16,9 GW et celle de l’éolien de 41 GW (36,1 GW éolien terrestre et 4,9 GW éolien maritime).

Le 21.4.2020 vers 12 h, environ 64,5 GW ont été à nouveau injectés dans le réseau par les énergies renouvelables, la consommation étant de 65,4 GW. La part du PV a été de 31,5 GW et celle de l’éolien de 26,9 GW (24,2 GW éolien terrestre et 2,7 GW éolien maritime). Solaire et éolien ont donc couvert presque 90% de la consommation.

Entre le 19 et le 22 avril, les énergies renouvelables ont pu couvrir environ 80% de la consommation électrique sur l’ensemble de la période.  Le 1er juin, entre 11 et 16 heures, les énergies renouvelables ont même couvert plus de la totalité de la consommation d´électricité.

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Figure 2 : Production d´énergies renouvelables et consommation électrique au 1er juin 2020 /2/

Cependant, il y a eu aussi des jours où la production des énergies renouvelables a été particulièrement faible. Le 26.4. 2020 vers 20h, les énergies renouvelables ont injecté 8,2 GW dans le réseau, la consommation étant de 47,1 GW. La production du PV a été négligeable (0,14 GW) et l’éolien a injecté environ 1,5 GW (1,0 GW éolien terrestre et 0,48 GW éolien maritime). Globalement, le PV et l’éolien ont couvert 3,4 % de la consommation d’électricité à ce moment-là.

Le 17.6. 2020 vers 2h, la production des énergies renouvelables n´a été que de 7.1 GW, la consommation étant de 40.1 GW. L’éolien n’a contribué que pour moins de 0,7 GW (0,645 GW éolien terrestre et 0,014 GW éolien maritime), ce qui correspond à environ 1,7% de la consommation d’électricité à ce moment-là.

Part des énergies renouvelables : différentes méthodes de calcul

L´évaluation de la part des énergies renouvelables dans la consommation brute d’électricité constitue la base de calcul courante soit 50,2 % au premier semestre 2020.  Il est supposé que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables soit entièrement affectée à la consommation intérieure et seule l´électricité produite à base de centrales conventionnelles soit exportée. Ce calcul est basé sur des spécifications européennes et est conforme aux définitions des objectifs du gouvernement allemand pour le développement des énergies renouvelables. La consommation brute d’électricité représente l’ensemble du système électrique d’un pays.

Une autre possibilité consiste à évaluer la part des énergies renouvelables dans la production brute d’électricité. La production brute comprend aussi la quantité  d’électricité exportée. La part des énergies renouvelables dans la production brute d’électricité s´élève à 48,7 % dans la période considérée.

Une troisième possibilité est l´évaluation de la part des énergies renouvelables uniquement basée sur la production nette d’électricité injectée dans le réseau public. Dans ce calcul, utilisé par Fraunhofer ISE /3/, les énergies renouvelables auraient atteint une part de 55,8 % au premier semestre 2020.

En revanche, le calcul de ZSW et BDEW n´est pas seulement basé sur la production nette injectée dans le réseau public, mais tient compte de la production brute d’électricité de tous les acteurs du marché de l’électricité c´est-à-dire aussi de la production propre de l’industrie, des quantités d´électricité autoconsommées par les particuliers à partir de petites installations photovoltaïques et de la production de petites centrales de cogénération.

En conclusion : les méthodes de calcul du Fraunhofer ISE, bien plus avantageuses pour la mise en valeur des énergies renouvelables, doivent toujours être vues dans leur contexte.

Références

/1/ BDEW (2020), Communiqué de presse du 30.07.2020 : 5,7 Prozent weniger Strom als im Vorjahr wurden in Deutschland im ersten Halbjahr 2020 verbraucht, en ligne : https://www.bdew.de/media/documents/Anlage_PI_20200730_StromverbrauchV2.pdf

/2/ Bundesnetzagentur (2020), SMARD, Strommarktdaten, en ligne : https://www.smard.de/blueprint/servlet/page/home/46

/3/ Fraunhofer ISE (2020), Communiqué de presse du 01.07.2020,  Nettostromerzeugung im 1. Halbjahr 2020: Rekordanteil erneuerbarer Energien von 55,8 Prozent, en ligne : https://www.ise.fraunhofer.de/de/presse-und-medien/presseinformationen/2020/nettostromerzeugung-im-ersten-halbjahr-2020-rekordanteil-erneuerbarer-energien.html

Le baromètre 3/2020 de McKinsey : Energiewende 2030 : nouveaux objectifs, nouveaux défis

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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.

Références

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

/2/ McKinsey (2020) : Energiewende 2030: Neue Ziele, neue Herausforderungen, Energiewirtschaftliche Tagesfragen 70. Jg. (2020) Heft 3, en ligne : https://www.mckinsey.de/~/media/mckinsey/locations/europe%20and%20middle%20east/deutschland/news/presse/2020/2020-03-24%20energiewende%20index/et_ewi_mrz%202020.ashx

/3/ Allemagne-Energies (2019) : Le parlement allemand adopte le programme de protection du climat 2030, en ligne : https://allemagne-energies.com/2019/12/29/le-parlement-allemand-adopte-le-programme-de-protection-du-climat-2030

/4/ Allemagne-Energies (2020) : La sortie du charbon coûtera 50 Mrds d´Euros – le Conseil des ministres allemand approuve le projet de loi (Kohleausstiegsgesetz) le 29 janvier 2020, en ligne : https://allemagne-energies.com/2020/02/03/la-sortie-du-charbon-coutera-50-milliards-deuros-le-conseil-des-ministres-allemand-approuve-le-projet-de-loi-kohleausstiegsgesetz-le-29-janvier-2020/

/5/ Allemagne-Energies (2020) : Allemagne – l´essentiel des résultats énergétiques 2019, en ligne : https://allemagne-energies.com/2020/01/12/allemagne-lessentiel-des-resultats-energetiques-2019/

/6/ Allemagne-Energies (2020) : Bilan 2019 de l´éolien en Allemagne, en ligne : https://allemagne-energies.com/2020/02/11/bilan-2019-de-leolien-en-allemagne/

/7/ BNetzA (2019) Monitoringbericht 2019. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/DatenaustauschundMonitoring/Monitoring/monitoring-node.html.

/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 :

https://allemagne-energies.com/2020/03/22/lallemagne-atteindra-t-elle-son-objectif-climatique-2020-grace-a-lhiver-doux-et-lepidemie-de-coronavirus/

/9/ Allemagne-Energies : Le tournant énergétique allemand, en ligne : https://allemagne-energies.com/tournant-energetique/

/10/ BMWi, Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland. En ligne : https://www.erneuerbare-energien.de/EE/Navigation/DE/Service/Erneuerbare_Energien_in_Zahlen/Zeitreihen/zeitreihen.html.

 /11/ Netztransparenz.de (2020) Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2018-2022, en ligne : https://www.netztransparenz.de/portals/1/Bericht_zur_Leistungsbilanz_2019.pdf

/12/ BNetzA (2020) Leitungsvorhaben, en ligne : https://www.netzausbau.de/leitungsvorhaben/de.html

 

 

Le développement de l´éolien maritime dans la partie allemande de la Mer du Nord tributaire de l’effet de sillage

Temps de lecture : 7 min

Le développement des parcs éoliens maritimes constitue l’une des priorités en Allemagne pour promouvoir les énergies renouvelables. Fin 2019, la puissance installée s´élève à environ 7,5 GW (Mer du Nord et Mer Baltique) selon /1/.  L’objectif de développement des éoliennes maritimes a été porté de 15 à 20 GW en 2030 avec l´adoption du programme de protection du climat 2030 (Klimaschutzprogramm 2030) en octobre 2019.

Les différents scénarios prévoient une puissance nominale de 45 à 70 GW dans la partie allemande (Baie Allemande) de la Mer du Nord d’ici 2050. Avec une production d’électricité de 180 à 280 TWh, cela devrait permettre de couvrir entre un tiers et la moitié de la consommation actuelle d’électricité.

Une étude publiée par le think tank Agora Energiewende en mars 2020 /2/ conclut que les parcs éoliens allemands devraient être construits non seulement dans la Baie Allemande mais aussi dans des zones plus éloignées, autrement le facteur de charge pourrait baisser de 15 % à 20 % à cause de l’effet de sillage.

Fig 1 Wake effect_1
Figure 1 : Effets de sillages sur un parc éolien en Mer du Nord /3/

A l’arrière d’une éolienne, un sillage se développe (voir figure 1) et la vitesse moyenne du vent est diminuée entrainant notamment une baisse de production des éoliennes environnantes.

L’effet de sillage est plus important pour les éoliennes maritimes que sur terre suite à la densité de puissance nominale prospectée beaucoup plus élevée (la densité de puissance prospectée est de l’ordre de 10 MW par km² en mer contre moins de 0,5 MW par km2 en moyenne en 2018 sur terre) et des turbulences atmosphériques plus fortes sur terre entraînent une meilleure récupération de l’énergie qu´en mer /2/.

Le développement des parcs éoliens terrestres et maritimes constitue l’une des priorités

Les objectifs de l´Allemagne de réduction de gaz à effet de serre nécessitent un développement massif des énergies renouvelables dont le développement des parcs éoliens terrestres et maritimes constitue l’une des priorités.

Selon les différentes hypothèses /2/, notamment en tenant compte des besoins futurs en hydrogène, la production annuelle totale d’électricité à partir de l’énergie éolienne en 2050 pourrait se situer entre 470 et 750 TWh. Cela signifie une multiplication d´un facteur 4 à 6 par rapport à la production en 2019. Sur cette quantité, 220 à 520 TWh pourraient être produits par l’éolien terrestre, et 180 à 280 TWh par l’éolien maritime (voir figure 2).Fig 2 Potential

Figure 2 : Besoins futurs de la production annuelle d’électricité à partir de l’énergie éolienne

Analyse de l´effet de sillage sur le développement de l’éolien maritime dans la Baie Allemande de la Mer du Nord

Dans une récente étude « Making the Most of Offshore Wind – Re-Evaluating the Potential of Offshore Wind in the German North Sea » /2/, commandée par le think tank Agora Energiewende et réalisée par l’Université technique du Danemark et l’Institut Max Planck de biogéochimie, une analyse de l’effet de sillage sur le développement de l´éolien maritime dans la Baie Allemande (Deutsche Bucht), a été effectuée sur la base de modèles de simulation.

La figure 3 montre la Baie Allemande (zone bleue) avec des parcs d´éoliennes maritimes dans la zone 1 (2767 km²) proche du rivage (vert) et des parcs prospectés dans la zone 2 (4473 km²) plus lointaine (rose). La surface et le périmètre sont indiqués pour chaque parc.

Fig 3 Deutsche Bucht_1
Figure 3 : Baie Allemande en Mer du Nord – surface et périmètre de chaque parc d´éoliennes construit ou envisagé /2/

Les études menées par différentes organisations /2/ prévoient une puissance nominale d´éoliennes maritimes de 45 à 70 GW dans la Baie Allemande à l´horizon de 2050.

L´effet de sillage a été évalué pour différents scénarios de puissances nominales dans la Baie Allemande.  Sous l´hypothèse de caractéristiques d’une éolienne de 12 MW et différentes densités de puissance nominale installée, allant de 5 MW/km2 à 20 MW/km2, on obtient une fourchette de puissance totale possible entre 14 GW et 145 GW, ce qui correspond à un total d’environ 1 200 à 12 000 éoliennes de 12 MW chacune.

L´effet de sillage a été obtenu à partir de deux modèles de simulation : l´une « KEBA » (Kinetic Energy Budget of the Atmosphere) est simple et rapide, et l´autre « WRF » (Weather Research and Forecast model) est très complexe et nécessite une grande puissance de calcul pour effectuer les simulations. Néanmoins, les deux modèles montrent un niveau de concordance remarquable dans le degré global de réduction des rendements suite au sillage.

La figure 4 montre à titre d´exemple les résultats pour la zone 1 (2767 km2) et la zone 1 + 2 (7240 km2) obtenus par le modèle de simulation « KEBA ».

Fig 4 Ausbeute
Figure 4 Résultats de simulation de l´effet de sillage obtenus par le modèle « KEBA » (Kinetic Energy Budget of the Atmosphere)

Actuellement 6,5 GW sont installés dans la Baie Allemande de la Mer du Nord et environ 1 GW en Mer Baltique /1/. Le nombre d´heures équivalent pleine puissance des éoliennes maritimes se situait autour de 3600 h en 2019.

Pour une densité de puissance prospectée de l’ordre de 10 MW par km² ce qui correspond à 28 GW d´éoliennes installées sur la zone 1 (~ 2 800 km²), le rendement tomberait à environ 3 450 heures équivalentes pleine puissance soit une production annuelle d’électricité à près de 100 TWh de. La puissance prospectée de 72 GW sur les zones 1 et 2 (~7 200 km²), correspondant également à une densité de 10 MW par km², réduirait le nombre d´heures équivalentes pleine puissance à environ 3 000 heures par an, soit une production annuelle d’électricité à près de 220 TWh.

La capacité supplémentaire de 44 GW n´ajouterait que 120 TWh aux 100 TWh produits par les 28 GW. On est donc loin des quelque 260 TWh par an que l´on pourrait espérer d´une puissance nominale de 72 GW et en admettant le nombre d´heures équivalent pleine puissance actuellement observé dans la Baie Allemande.

Conclusion

En tenant compte des besoins de la production d’électricité à partir des éoliennes maritimes allant de 180 à 280 TWh à l´horizon de 2050, l´étude conclut que l’effet de sillage pourrait avoir un impact significatif sur le nombre d’heures équivalent pleine puissance et doit donc être pris en compte pour la planification future.

Les auteurs de l´étude proposent d´étendre l’installation des parcs supplémentaires d´éoliennes maritimes sur une plus grande surface en coopération avec les pays voisins de l’Allemagne. Ils préconisent en outre d’étudier plus en détail des effets locaux de sillage qui pourraient être non-négligeables sur les facteurs de charge des parcs d’éoliennes terrestres et maritimes.

Références

/ 1 / Deutsche Windguard (2020) Status des Offshore Windenergieausbaus in Deutschland, Jahr 2019, en ligne : https://www.windguard.de/jahr-2019.html

/2/ Agora Energiewende, Agora Verkehrswende, Technical University of Denmark and Max-Planck-Institute for Biogeochemistry (2020): Making the Most of Offshore Wind: Re-Evaluating the Potential of Offshore Wind in the German North Sea, en ligne : https://www.agora-energiewende.de/fileadmin2/Projekte/2019/Offshore_Potentials/176_A-EW_A-VW_Offshore-Potentials_Publication_WEB.pdf

/3/ BSH (2018) Anhörungstermin zum Vorentwurf des Flächenentwicklungsplans, den Entwürfen der Untersuchungsrahmen und der Stellungnahme der Übertragungsnetzbetreiber, Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie, en ligne : https://www.bsh.de/DE/THEMEN/Offshore/Meeresfachplanung/Flaechenentwicklungsplan/_Anlagen/Downloads/Erste_KR/Flaechenentwicklungsplan_2019_Praesentation_Anhoerungstermin.pdf?__blob=publicationFile&v=5

Les énergies renouvelables couvrent plus de la moitié de la consommation d´électricité au 1er trimestre 2020

Temps de lecture : 3 min

Au cours du premier trimestre 2020, les énergies renouvelables ont couvert pour la première fois environ 52 % de la consommation intérieure brute d’électricité en Allemagne grâce à une combinaison d’effets spéciaux /1/.  Le « record de production d´éolien » de février a été suivi par un nombre élevé d’heures d’ensoleillement en mars. En outre, la consommation d’électricité a diminué avec 148 TWh d’un point par rapport à la même période de l’année dernière (151 TWh) suite à une économie atone et un déclin de l´activité industrielle au cours de la dernière semaine de mars en raison de l´épidémie du coronavirus.

La production brute d’électricité (voir figure) a atteint les 158 TWh, soit une baisse de près de 7 % par rapport à la même période l’année dernière (1er  trimestre 2019 : 169 TWh).

Production brute
Figure : production brute d´électricité au 1er trimestre 2020 selon /1/ (données entre parenthèses pour le 1er trimestre 2019)

La priorité accordée aux énergies renouvelables et les fermetures de centrales conventionnelles fin 2019 ont permis aux énergies renouvelables d´atteindre une part de presque 49% à la  production brute au 1er trimestre 2020 (~ 40 % au 1er trimestre 2019). Au total, environ 77 TWh ont été produits à partir des énergies renouvelables (1er trimestre 2019 : 67,1 TWh). Près de 43 TWh provenaient de l’éolien terrestre, plus de 11 TWh de la biomasse, 9 TWh  de l’éolien offshore, 7 TWh du photovoltaïque et 5 TWh de l’hydroélectricité. Le reste provenait des déchets biogènes et l’énergie géothermique.

Environ 81 TWh ont été produits à partir de sources conventionnelles, soit une baisse de 20% par rapport à la même période de l´année précédente (101,9 TWh). Outre les effets spéciaux décrits ci-dessus, le fait que la centrale nucléaire de Philippsburg 2 d’une capacité de 1400 MW a été arrêtée définitivement fin 2019 /2/ et que des centrales au lignite d’une capacité de 760 MW ont été transférées en réserve de sécurité, c´est-à-dire ne participent plus au marché, ont conduit à la baisse de production.

Compte tenu de ces effets spéciaux, il est toutefois trop tôt de faire une prévision pour l’année 2020 d’autant plus que le premier trimestre affiche régulièrement une part d’énergie renouvelable plus élevé en raison des conditions météorologiques.

Références

/1/ BDEW (2020), Erneuerbaren-Anteil wegen großer Sondereffekte erstmals bei 52 Prozent, en ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/erneuerbaren-anteil-wegen-gro%C3%9Fer-sondereffekte-erstmals-bei-52-prozent/

/2/ Allemagne-Energies (2020), Allemagne – l´essentiel des résultats énergétiques 2019, en ligne : https://allemagne-energies.com/2020/01/12/allemagne-lessentiel-des-resultats-energetiques-2019/

L´Allemagne atteindra-t-elle son objectif climatique 2020 grâce à l´hiver doux et l´épidémie de coronavirus ?

Temps de lecture : 5 min

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).

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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.

Références 

/1/ Allemagne-Energies (2020), Allemagne – l´essentiel des résultats énergétiques 2019, en ligne : https://allemagne-energies.com/2020/01/12/allemagne-lessentiel-des-resultats-energetiques-2019/

/2/ AGORA Energiewende (2020) „Corona-Krise und milder Winter lassen Deutschland Klimaziel für 2020 erreichen“, en ligne : https://www.agora-energiewende.de/presse/neuigkeiten-archiv/corona-krise-und-milder-winter-lassen-deutschland-klimaziel-fuer-2020-erreichen-1/

/3/ Umweltbundesamt (2020), Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien Statistik (AGEE Stat) „Monatsbericht zur Entwicklung der erneuerbaren Stromerzeugung und Leistung in Deutschland“, Stand: 12.03.2020, en ligne :  https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/372/dokumente/agee-stat_monatsbericht_03-2020.pdf

 

Allemagne – l´essentiel des résultats énergétiques 2019

(Texte mis à jour le 10.07.2020)

Temps de lecture 15 min

2019-02-04-fotoderwoche_1

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

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

Consommation énergétique

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

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

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

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

Production et consommation d´électricité

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Puissance installée

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Échanges transfrontaliers d’électricité

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

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

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

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

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

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

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

Émissions de gaz à effet de serre

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

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

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

La figure 8 montre l´évolution des émissions allemandes de gaz à effet de serre contenus dans le «panier de Kyoto» en millions de tonnes de CO2éq par an (données 1990 à 2019 selon /19/, estimation des émissions de la production d´électricité selon /9/). Le «panier de Kyoto» comprend les gaz à effet de serre suivants: le dioxyde de carbone (CO2), le méthane (CH4), l’oxyde nitreux (N2O) et les gaz dits fluorés (hydrofluorocarbones, hydrocarbures perfluorés, triflourure d’azote (NF3) et hexafluorure de soufre – SF6).

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

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

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

Evolution des prix de l´électricité 

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

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

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

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

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

Evolution des prix négatifs au marché spot

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

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

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

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

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

Modernisation des réseaux de transport

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

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

Faits marquants en 2019 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Initialement prévu à 10 Euros par tonne, ce prix de l’émission de CO2 sera finalement fixé à 25 Euros à partir du 1er janvier 2021. Il s´agit du principal changement demandé par le Bundesrat. Le prix de ces émissions de CO2 augmentera ensuite de 5 Euros par an en 2022 et 2023 puis de 10 Euros par an et passera donc à 55 Euros en 2025. En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 55 Euros à 65 Euros par tonne de CO2. Le gouvernement fédéral lancera une modification de la loi au printemps 2020.

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

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

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

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

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

Références 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

/11/ Allemagne-Energies (2019) : Le parlement allemand adopte le programme de protection du climat 2030, en ligne : https://allemagne-energies.com/2019/12/29/le-parlement-allemand-adopte-le-programme-de-protection-du-climat-2030

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

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

/14/ Allemagne-Energies (2020) Retour d´expérience des appels d´offres de 2017 à 2019 selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017), en ligne :  https://allemagne-energies.com/2020/01/11/retour-dexperience-des-appels-doffres-de-2017-a-2019-selon-la-loi-sur-les-energies-renouvelables-de-2017-eeg-2017/

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

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

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

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

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

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

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

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

Retour d´expérience des appels d´offres de 2017 à 2019 selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017)

Texte mis à jour le 30.05.2020

eon-roedsand-ii-sm
Rødsand 2 (Danemark) : 90 éoliennes du type 2.3 MW Siemens, capacité totale de 207 MW, mise en service 2010

Temps de lecture : 10 – 12 min

La réforme de la loi sur les énergies renouvelables (EEG 2017), entrée en vigueur début 2017,  constitue une vraie césure du dispositif de soutien aux énergies renouvelables. La modification la plus importante est que le tarif d´achat n’est plus fixé comme auparavant par l’État mais par le biais des procédures d’appels d’offres. Seules les petites installations, inférieures à 750 KW pour photovoltaïque (PV) et éolien terrestre et inférieures ou égale à 150 kW pour la biomasse, sont exemptes et continuent à bénéficier des tarifs d’achat. La loi EEG 2017 n´est pas rétroactive et les anciennes installations jouissent du maintien des droits acquis.

Dans la présente note le retour d´expérience pour 2017 et 2018 /1/ a été complété par l’année 2019 en s´appuyant notamment sur les données de l´agence fédérale des réseaux /2/.

Résultats d´appels d´offres des installations PV d’une puissance supérieure ou égale à 750 kWc

Onze appels d´offres ont été réalisés depuis 2017 pour le PV avec un volume entre 175 à 500 MWc. Après des valeurs atypiquement élevées en mars 2019 /3/, les montants moyens d´adjudication se sont stabilisés entre 50 et 60 €/MWh (voir figure 1).

Lors de l´appel d´offres d´octobre 2019 le montant moyen d´adjudication a encore baissé par rapport aux deux dernières adjudications et a presque atteint le niveau de la première adjudication en février 2019. La raison : la Bavière a modifié sa règlementation au cours de l’été, permettant ainsi de favoriser l´adjudication de parcs PV au sol dans des zones défavorisées. L’élargissement du quota a stimulé la concurrence.

En revanche, le résultat du dernier appel d´offres en 2019 montre à nouveau une tendance croissante.

Fig 1_ resultat PV neu
Figure 1 : Résultats d´appels d´offres photovoltaïque de 2017à 2019

Dans tous les appels d´offres, le volume offert a été largement sursouscrit avec un record fin 2019 (voir figure 2).

Fig 2 Volume PV neu
Fig. 2 : Volumes (en MWc) des appels d´offres photovoltaïque de 2017 à 2019

Résultats d´appels d´offres éolien terrestre d’une puissance supérieure à 750 kW

Treize appels d´offres ont été réalisés depuis 2017. Après une baisse en 2017, les montants moyens d´adjudication ont augmenté à partir de 2018 et se sont stabilisés autour de 62 €/MWh en 2019 donc à un niveau plus élevé qu´au premier appel d´offres en mai 2017 (voir figure 3).

Fig 3_ resultat Wind onshore
Figure 3 : Résultats d´appels d´offres éolien terrestre de 2017 à 2019

Pour mémoire : les montants d´adjudication des offres retenues se réfèrent à  un « site idéal » : 6,45 m/s à 100 m de hauteur (Referenzertragsmodell). Ensuite les montants sont multipliés par un facteur de qualité en fonction du site réel et du rendement du type d’éolienne prévue. Donc pour un site réel d´une qualité supérieure, le montant est multiplié par un  facteur < 1  alors que pour un site réel de moindre qualité il est multiplié par un facteur > 1.

Le volume des appels d´offres a été largement sursouscrit en 2017 mais depuis on observe un développement en baisse concernant les volumes offerts et attribués à l´éolien terrestre (voir figure 4).

Fig 4 _ volume Wind onshore
Fig. 4 : Volumes (en MW) des appels d´offres éolien terrestre de 2017 à 2019

Les raisons sont multiples selon un rapport récent de l´Agence de l’éolien terrestre /4 /. Les procédures d´autorisation sont de plus en plus longues ce qui ralentit le rythme de mise en service des nouvelles installations.  De plus, la construction des nouvelles éoliennes se heurte aux refus des riverains et des organisations de protection de la nature et des oiseaux. Leur opposition a conduit à des nombreux procès contre les permis accordés, ce qui a pour conséquence que la construction des éoliennes est au moins retardée, voire impossible.

Une première réunion de crise à huis clos avec les différents acteurs du secteur a eu lieu début septembre 2019 avec le Ministre de l’Économie et de l´Énergie, Peter Altmaier. Par la suite, en octobre 2019, le ministère a publié un plan pour renforcer le développement de l´éolien terrestre /5/, /6/.

Appels d´offres d´innovation multi-technologiques

Répondant à un souhait de la commission européenne, l´Allemagne a lancé des appels d’offres expérimentaux sur 3 ans (2018 – 2020) mettant en concurrence des installations photovoltaïques et éoliennes terrestres même si les caractéristiques d’implantation de parcs éoliens et solaires sont généralement sensiblement différentes

Ce projet pilote de trois ans est conçu pour tester le fonctionnement et les avantages des appels d’offres bi-technologiques et pour évaluer les résultats, également par rapport à l’appel d´offres spécifique à une technologie. Ce projet pilote ne signifie pas que les appels d’offres bi-technologiques seront poursuivis après 2020.

L´agence fédérale des réseaux a procédé en 2018 et 2019à quatre appels d´offres de 200 MW chacun, ouverts à des projets d’éoliennes terrestres et des installations solaires photovoltaïques au sol ou sur toiture supérieurs à 750 kW.

Les résultats sont sans appel. Seules des offres « photovoltaïque » ont été retenues, en revanche aucune des offres « éolien terrestre » n’a reçu l’adjudication. Le montant moyen d´adjudication varie entre 46,7 €/MWh et 56,6 €/MWh (voir figure 5).

Fig 5 resultats AO Bi techno
Figure 5 : Résultats d´appels d´offres bi-technologiques combinant solaire et éolien terrestre de 2017 à 2019

Le volume des appels d´offres a été chaque fois sursouscrit (voir figure 6).

Fig 6 Volume Bi techno
Fig. 6 : Volumes (en MW) des appels d´offres bi-technologiques de 2017 à 2019

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) en France a recommandé de renoncer à cet appel d’offres bi-technologiques /7/ car « … il ne garantit pas, dans son principe, … le développement conjoint des filières photovoltaïque et éolienne, dont les complémentarités permettent pourtant de faciliter l’intégration au réseau des énergies renouvelables…».

Les résultats des appels d´offres en Allemagne semblent confirmer ce point de vue.

Appels d´offres biomasse

L´agence fédérale des réseaux a procédé à quatre appels  d´offres entre 2017 et 2019 pour des nouvelles installations supérieures à 150 kW.  La spécificité des appels d´offres est la participation des installations déjà existantes (même inférieures à 150 KW) dont la durée de soutien restante est inférieure à 8 ans. La limite maximale du prix de soumission pour ces installations est environ 10% plus élevée que pour des nouvelles installations. De cette façon, les installations existantes pourraient se voir accorder le droit d´un soutien de 10 ans supplémentaires. Cependant, elles doivent dans ce cas répondre aux mêmes exigences de flexibilité que les nouvelles installations.

Les appels d´offres ont rencontré peu de succès auprès des soumissionnaires. Les volumes offerts par les soumissionnaires étaient nettement inférieurs aux volumes mis en adjudication. Le volume finalement retenu par l´agence fédérale des réseaux était encore plus bas suite à l´exclusion de certaines offres en raison d’erreurs formelles (voir figure 7).

Fig 7 volume biomasse
Fig. 7 : Volumes (en MW) des appels d´offres biomasse de 2017 à 2019

Le montant moyen d´adjudication varie entre 123,4 et 147,30  €/MWh (voir figure 8).

Fig 8 resultats biomasse
Figure 8 : Résultats d´appels d´offres biomasse de 2017 à 2019

Les associations de l’industrie de la bioénergie critiquent les résultats de l’appel d’offres. La conception actuelle de la procédure d’appel d’offres n’offre pas d’incitation suffisante pour le développement des renouvelables à partir de biogaz et de biométhane. Par exemple, en 2019, les nouvelles installations ayant une limite maximale de soumission de 14,58 cents/kWh seraient désavantagées par rapport aux installations existantes ayant une limite maximale de 16,56 cents/kWh, bien que les nouvelles installations aient des coûts d’investissement plus élevés.  L’association demande que la limite maximale de soumission pour les nouvelles installations soit augmentée. En outre, les délais de réalisation à partir de la fin de l’enchère devraient également être prolongés.

Appels d´offres éoliennes offshore

Des appels d’offres ont été effectués en 2017 et 2018 pour des éoliennes offshores posées  (ancrées à une fondation fixée au plateau continental) devant être mises en service entre 2021 et 2025. Ces appels d’offres d´un volume total de 3100 MW visaient les projets de parcs éoliens qui étaient déjà en cours de planification et de développement avant le 1er aout 2016 /1/.

D’après le plan d’aménagement pour l’éolien en mer de 2019, le développement des éoliennes offshores à partir de 2025 se poursuivra par des appels d’offres à partir de 2021. En total, un volume de 3,9 GW sera appelé en mer du Nord en huit périodes d’appels d’offres entre 2021 et 2025. De plus, un appel d’offres est prévu en 2021 pour des projets en mer Baltique avec une puissance totale de 300 MW /9/. Le volume annuel sera augmenté suite à la décision du gouvernement de mai 2020 de porter l´objectif de la capacité installée en 2030 de 15 GW actuellement à 20 GW.

Deux énergéticiens, Dong Energy et EnBW, se passeront totalement du tarif d´achat pour leurs nouveaux parcs, donc 0 €/MWh (voir figure 9).  La vente de leur production au prix du marché serait rentable grâce aux circonstances très favorables. L’échéance de mise en service envisagée (2024 et 2025) laisse le temps de profiter du progrès rapide du développement technologique de l´éolien. De plus les énergéticiens bénéficieront de synergies avec des parcs qu’ils exploitent à proximité.

Il faut toutefois noter que les entreprises ne payeront pas les coûts de raccordement au réseau. Ces coûts sont supportés par les gestionnaires de réseaux et financés par le consommateur via le tarif d´utilisation du réseau.

Appels d´offres transfrontaliers pour des installations photovoltaïques au sol

Un appel d´offres transfrontalier a été lancé pour la première fois avec le Danemark en novembre 2016 pour un volume de 50 MW d’installations photovoltaïques au sol /1/. Depuis aucun nouvel appel d´offres n’a eu lieu ou n’est prévu en 2020.

Appels d´offres d´innovation multi-technologiques

La réforme de la loi sur les énergies renouvelables (EEG 2017) prévoit des appels d´offres d´innovation multi-technologiques. Ces appels d´offres ne sont pas limités sur une technologie spécifique d´énergies renouvelables mais l´idée est d´inciter des projets combinant plusieurs technologies capables d´apporter une amélioration à la stabilité du système électrique ou du réseau. Les combinaisons pourraient se composer, par exemple, d’énergie éolienne et de  biomasse ou de photovoltaïque et d stockage de l´énergie.

Le gouvernement a adopté le décret sur les appels d’offres d´innovation en octobre 2019 /8/. Aucun appel d´offres n’a eu lieu jusqu´à maintenant.

Conclusion

La figure  9 résume les résultats des appels d´offres de 2017 à 2019. Les valeurs indiquées correspondent aux montants le plus bas et le plus élevé retenus pour chaque technologie.

Fig 9 resultats alle
Figure 9 : Résultats des appels d´offres de 2017 à 2019 – Montants le plus bas et le plus élevés retenus

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

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

Références

/1/ Allemagne-Energies (2019) Retour d´expérience des appels d´offres en 2017 et 2018 selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017), En ligne : https://allemagne-energies.com/2018/12/09/retour-dexperience-des-appels-doffres-en-2017-et-2018-selon-la-loi-sur-les-energies-renouvelables-de-2017-eeg-2017/ 

/2/ Bundesnetzagentur (2019), Elektrizität und Gas. Ausschreibungen, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Ausschreibungen/Technologieuebergreifend/BeendeteAusschreibungen/BeendeteAusschreibungen_node.html

/3/ Allemagne-Energies (2019) Appel d´offres du photovoltaïque 2019 : les raisons possibles de la forte hausse de prix, En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/05/02/appel-doffres-du-photovoltaique-2019-les-raisons-possibles-de-la-forte-hausse-de-prix/

/4/ FA Wind (2019) Analyse der Ausbausituation der Windenergie an Land im Herbst 2019, En ligne : https://www.fachagentur-windenergie.de/fileadmin/files/Veroeffentlichungen/Analysen/FA_Wind_Zubauanalyse_Wind-an-Land_Herbst_2019.pdf

/5/ BMWi (2019) Stärkung des Ausbaus der Windenergie an Land. Aufgabenliste zur Schaffung von Akzeptanz und Rechtssicherheit für die Windenergie an Land. Berlin, den 7. Oktober 2019. En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/S-T/staerkung-des-ausbaus-der-windenergie-an-land.pdf?__blob=publicationFile&v=6.

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

/7/ CRE (2017) Commission de régulation de l’énergie, Délibération N°2017-086, Délibération de la CRE du 20 avril 2017 portant avis sur le projet de cahier des charges de l’appel d’offres portant sur la réalisation et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir d’énergie solaire photovoltaïque ou éolienne situées en métropole continentale, https://www.cre.fr/Documents/Deliberations/Avis/projet-de-cahier-des-charges6

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

/9/ Deutsche Windguard (2020) Status des Offshore Windenergieausbaus in Deutschland Jahr 2019, en ligne : https://www.windguard.de/jahr-2019.html

Les énergies renouvelables couvrent près de 43 % de la consommation d’électricité au cours des trois premiers trimestres de 2019

Temps de lecture : 6 min

La production à partir des énergies renouvelables augmente de presque 10% et surpasse largement le couple charbon/lignite au cours des trois premiers trimestres de 2019. En revanche, le développement de l’éolien terrestre sera bien en dessous de la valeur cible.  

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Parc éolien Indeland près d´Eschweiler (région d´Aix-la-Chapelle) Source : innogy

Au cours des trois premiers trimestres de 2019, les énergies renouvelables ont couvert ensemble 42,9 % de la consommation brute d’électricité en Allemagne. Il s’agit d’une augmentation de près de 5% par rapport à la même période de l’an dernier (38,1 %). En mars, les énergies renouvelables ont même atteint 52% de la consommation en raison des conditions météorologiques particulièrement favorables pour les éoliennes /1/.

Si les conditions de vent et d’ensoleillement au quatrième trimestre restent à la moyenne des dernières années, la part des énergies renouvelables pourrait s’élever à plus de 42 % de la consommation brute d´électricité pour l’année 2019.

Toutefois, les chiffres record contrastent fortement avec la situation préoccupante du développement des éoliennes terrestres qui est bien en dessous de la valeur cible.

Selon la fédération de l´énergie éolienne BWE /2/, le premier semestre de 2019 a été le plus faible de l’histoire du développement de l’énergie éolienne terrestre. Jusqu´à début octobre, seule une nouvelle capacité de 545 MW avait été mise en service. Cela signifie que la prévision pour l´année 2019 devra être revue à la baisse de manière significative.

Depuis 2016, le nombre de permis délivrés pour les éoliennes terrestres s’est pratiquement effondré selon BDEW /3/. Alors qu’il y a trois ans, 1 228 permis avaient été délivrés au cours des trois premiers trimestres, seuls 351 l’ont été au cours au cours de la même période en 2019, ce qui a fait passer la capacité supplémentaire à 1,3 GW.  Selon les calculs du BDEW, il faudrait toutefois ajouter chaque année entre 2,9 et 4,3 GW d’énergie éolienne terrestre pour atteindre l’objectif d´une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation brute en 2030.

Après une réunion de crise à huis clos avec les différents acteurs du secteur en septembre 2019, le Ministre de l’Économie et de l´Énergie a publié en octobre 2019 un plan pour renforcer le développement de l´éolien terrestre (/4/, /5/). Ce plan prévoit entre autres des mesures pour renforcer l’acceptabilité comme la mise en place d’une règle de distance entre les éoliennes et les habitations, et la participation financière renforcée des communes à l’exploitation des installations éoliennes ainsi que des mesures pour accélérer les procédures d’autorisation.

Les énergies renouvelables surpassent le couple charbon/lignite

La production brute au cours des trois premiers trimestres 2019 a été de 448 TWh, une baisse de 5,3% par rapport à la même période l’an dernier /6/.

Tandis que la production des énergies renouvelables et du couple charbon/lignite était pratiquement à part égale au cours des trois premiers trimestres 2018, la production des énergies renouvelables était presque 50 % supérieure à celle du lignite/charbon au cours de la même période en 2019.  Environ 183 TWh ont été produits à partir du photovoltaïque (PV), de l’éolien et d’autres sources renouvelables soit presque 10% de plus par rapport aux trimestres 1 à 3 de 2018 (166,5 TWh).  La production à base de lignite et de houille a apporté une contribution totale de 125 TWh (171,1 TWh aux trimestres 1 à 3 de 2018).

En revanche, la production d’électricité à partir du gaz naturel a augmenté de plus de 11 % à 66 TWh (trimestre 1 à 3 de 2018 : 59,4 milliards de kWh), principalement en raison de la hausse du prix du CO2. La production du nucléaire était en légère baisse avec 54,2 TWh (trimestres 1 à 3 de 2018 : 56 TWh) /7/.

L’éolien terrestre est la source d’énergie renouvelable la plus importante au cours de la période considérée avec 71,6 TWh (trimestres 1 à 3 de 2018 : 61,4 TWh). Le PV arrive en deuxième position avec 40,5 TWh (trimestres 1 à 3 de 2018 : 39,2 milliards de kWh). L’électricité produite par la biomasse reste inchangée à un peu plus de 33 TWh (trimestres 1 à 3 de 2018  : 33,4 TWh).

L’éolien offshore a enregistré la plus forte hausse avec presque 31% et a contribué pour 16,9 TWh à la production d’électricité au cours des trois premiers trimestres de l’année (trimestres 1 à 3 de 2018 : 12,9 TWh). En raison de la longue phase de sècheresse, la contribution de l’hydroélectricité s’est à nouveau située à un faible niveau avec 15,9 TWh (trimestres 1 à 3 de 2018 : 14,8 TWh).

Références

/1/ BDEW, ZSW (2019), Communiqué de presse du 25.10.2019 : „Erneuerbare decken fast 43 Prozent des Stromverbrauchs“, https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/erneuerbare-decken-fast-43-prozent-des-stromverbrauchs/

/2/ BWE (2019), Bundesverband WindEnergie, Communiqué de presse du 18. 10. 2019 : Albers: „Wir rennen sehenden Auges in eine Stromlücke!“

https://www.wind-energie.de/presse/pressemitteilungen/detail/albers-wir-rennen-sehenden-auges-in-eine-stromluecke/

/3/ BDEW (2019), Communiqué de presse du 8.11.2019 : „Zahl der Woche / Windkraft: Um fast drei Viertel sind die Genehmigungen für Windkraftanlagen an Land seit 2016 gesunken“, https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/zahl-der-woche-windkraft-um-fast-drei-viertel/

/4/ BMWi (2019) Stärkung des Ausbaus der Windenergie an Land. Aufgabenliste zur Schaffung von Akzeptanz und Rechtssicherheit für die Windenergie an Land. Berlin, den 7. Oktober 2019. En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/S-T/staerkung-des-ausbaus-der-windenergie-an-land.pdf?__blob=publicationFile&v=6.

/5/ OFATE (2019) Liste de mesures pour renforcer le développement de l’éolien terrestre. Office franco-allemand pour la transition énergétique. En ligne : https://energie-fr-de.eu/fr/energie-eolienne/actualites/lecteur/liste-de-mesures-pour-renforcer-le-developpement-de-leolien-terrestre.html.

/6/ BDEW (2019) : Monatliche Stromerzeugung in Deutschland, https://www.bdew.de/media/documents/Stromerz_insges_Vgl_VJ_monatlich_online_o_quartalsweise_Ki_22102019.pdf

/7/ BDEW (2019) : Stromerzeugung aus Kernenergie, https://www.bdew.de/media/documents/Stromerz_Kernenergie_Vgl_VJ_monatlich_online_o_quartalsweise_Ki_22102019.pdf

 

Allemagne : La charge de soutien aux énergies renouvelables électriques augmente de 5,5% en 2020

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Parc éoliens offshore Arkona en Mer Baltique (source E.ON)

Temps de lecture : 7 minutes

  • La charge de soutien aux énergies renouvelables électriques (EEG-Umlage) augmente de 5,5% à 67,56 €/MWh en 2020 (2019 : 64,05 €/MWh)
  •  La charge de soutien au développement des réseaux offshore (Offshore – Netzumlage) s’élève à 4,16 €/MWh et correspond à la valeur de l’année précédente
  • Les ménages allemands paient la charge de soutien directement par le prix de l’électricité, lequel avec 30,88 €ct/kWh contre 17,65 €ct/kWh en France au premier semestre 2019, est le plus cher d’Europe selon Eurostat /1/. La part de la fiscalité s´élève à 53%, dont plus de 40% pour la charge de soutien aux énergies renouvelables.

Les quatre gestionnaires des réseaux de transport (GRT) 50Hertz, Amprion, TenneT et TransnetBW ont publié /2/, /3/ pour 2020 la charge de soutien aux énergies renouvelables (EEG – Umlage) et la charge de soutien au développement des réseaux offshore (Offshore – Netzumlage).

La base de calcul de la charge de soutien au développement des réseaux offshore repose sur les coûts prévisionnels de dédommagement des exploitants de parcs offshore non raccordés dans les temps d’une part, et les coûts prévisionnels pour la construction et l’exploitation des liaisons électriques des parcs offshore – auparavant inclus dans le tarif d´utilisation du réseau- d´autre part. Pour 2020, les calculs donnent un montant d’environ 1,6 milliard d’Euros.

La charge de soutien aux énergies renouvelables est calculée à partir de la différence entre le prix de l’électricité du marché et le prix de rémunération que les exploitants des installations d´énergies renouvelables électriques reçoivent.

Le calcul de la charge de soutien est basé sur les prévisions de la production d’électricité à partir des énergies renouvelables ainsi que sur la consommation électrique attendues en 2020. Les GRT s’attendent à une augmentation de la capacité d’énergie renouvelable de 5,6 GW en 2020, soit légèrement inférieure à celle de l’an dernier (5,8 GW). La croissance globale sera également ralentie en 2020 par les faibles prévisions de développement de l’éolien terrestre. En conséquence, la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables augmentera d´environ 9 TWh, soit 4 % (/2/, /4/).

Globalement, les GRT prévoient une indemnisation totale de 33,6 milliards d’Euros pour les exploitants d’énergies renouvelables en 2020. Les recettes de commercialisation de l’électricité verte au marché devraient s’élever à environ 9,0 milliards d’Euros. La différence, soit le montant de 24,6 milliards d’Euros ou de 6,825 €ct/kWh constitue les charges de soutien réelles aux énergies renouvelables.

Pour le calcul final des charges de soutien, on tient compte des provisions non utilisées sur le « compte EEG » et de la réserve de liquidité (Liquiditätsreserve).

Depuis 2012, la réserve de liquidité permet aux gestionnaires des réseaux d’amortir les fluctuations sur le « compte EEG » liées aux incertitudes sur les indemnités à payer aux exploitants d´énergies renouvelables dans l´année qui suit. Elle s´élève normalement à 10% de la charge de soutien aux énergies renouvelables. En 2020, la réserve de liquidité a été fixée à 8,0 % au lieu de 10%. Sa part à la charge de soutien est donc 0,549 €ct/kWh.

Les provisions non utilisées en 2019 ont été placées sur le « compte EEG » des gestionnaires de réseaux, actuellement en positif de 2,19 milliards d´ Euros mais environ 40% plus bas qu´en 2018. Cette provision du « compte EEG » sert à réduire les charges de soutien finales de 2020 de 0,618 €ct/kWh.

La figure 1 montre la répartition de la charge de soutien aux énergies renouvelables en 2020

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

La figure 2 montre l´évolution des charges de soutien aux énergies renouvelables depuis 2010, lesquelles ont plus que triplé. Le montant de la charge est resté relativement stable ces dernières années alors que la production d´électricité d’origine renouvelable a continué de progresser. Selon le Ministre Fédéral de l´Économie et de l´Énergie /4/, les nombreuses révisions de la loi sur les énergies renouvelables (EEG) ont rendu leur développement beaucoup plus abordable.

A titre de comparaison, le montant prévisionnel des charges de service public de l’énergie en France s’élève à 7,916 milliards d´Euros au titre de l’année 2020 selon la Commission de Régulation de l’Énergie /5/. Le soutien aux énergies renouvelables électriques, comparable à la charge de soutien allemande, représente 65 % de ce montant, soit 5,166 milliards d´Euros.

La charge de soutien aux énergies renouvelables en Allemagne est principalement supportée par les ménages et l’industrie non privilégiée. L´industrie électro-intensive est protégée sous forme d´un dégrèvement partiel qui se chiffre en milliards d´Euros.

La consommation totale des ménages allemands s´élèvera à environ 126 TWh en 2020 selon /6/. Si les fournisseurs d’électricité répercutaient intégralement l´augmentation de la charge de soutien aux énergies renouvelables de 0,351 €ct/kWh par rapport à 2019 sur les consommateurs, le prix de soutien des énergies renouvelables électriques pour l’ensemble des ménages allemands augmenterait d´environ  526 millions d’Euros, 19% TVA comprise car le fisc taxe la charge de soutien. Le revenu supplémentaire pour l’Etat par la TVA s’élèverait à environ 84 millions d’Euros. A chaque kilowattheure consommé l’Etat gagnerait alors presque 0,07 cent de plus.

Fig 2 EEG Umlage
Figure 2 : Évolution des charges de soutien aux énergies renouvelables entre 2010 et 2024 hors TVA

Les prévisions à partir de 2021 ne tiennent pas encore compte de la décision du gouvernement de réduire la charge de soutien de 0,25 €ct/kWh en vue de soulager les consommateurs compte tenu de l´introduction d´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 /7/. Cette baisse est jugée insuffisante par la Fédération allemande des industries de l’énergie et de l’eau (BDEW) /8/.

 Références

 /1/ Eurostat (2019)

Prix de l’électricité pour client résidentiel – données semestrielles (à partir de 2007) [nrg_pc_204], Tranche 2500 kWh < Consommation > 5000 kWh, https://ec.europa.eu/eurostat/fr/data/database

 /2/ BNetzA (2019)

Bundesnetzagentur, Communiqué de presse du 15.10.2019 : EEG – Umlage 2020 beträgt 6,756 ct/kWh, EEG-Umlage auf Niveau der Jahre 2017-2018, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2019/20191015_EEG.html?nn=265778

/3/ Plateforme d´information des 4 gestionnaires des réseaux de transport en Allemagne (2019) : EEG – Umlage 2020, https://www.netztransparenz.de/EEG/EEG-Umlagen-Uebersicht/EEG-Umlage-2020

/4/ BMWi (2019)

Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, Communiqué de presse  du 15.10.2019 :  Altmaier: „Schrittweise Absenkung der EEG-Umlage notwendiger Schritt“, https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2019/20191015-schrittweise-absenkung-eeg-umlage-notwendiger-schritt.html

 /5/ CRE (2019)

Commission de régulation de l’énergie, Délibération N°2019-172, Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 11 juillet 2019 relative à l’évaluation des charges de service public de l’énergie pour 2020,

https://www.cre.fr/recherche?search_form%5BcontentType%5D=cre.search.publication_types.all&search_form%5BsearchText%5D=CSPE+2020&search_form%5BstartDate%5D=&search_form%5BendDate%5D=

 /6/ IE Leipzig (2019)

Leipziger in Institut für Energie , Mittelfristprognose zur deutschlandweiten Stromabgabe an Letztverbraucher 2020 bis 2024, https://www.netztransparenz.de/portals/1/2019-10-11_Endbericht_IE-Leipzig.pdf

 /7/ Allemagne-Energies

L´Allemagne met en place un « prix carbone » et fixe les émissions annuelles de CO2 à l´horizon de 2030, https://allemagne-energies.com/2019/10/16/lallemagne-met-en-place-un-prix-carbone-et-fixe-les-emissions-annuelles-de-co2-a-lhorizon-de-2030/

/8/ BDEW (2019)

Communiqué de presse du 15.10.2019 : BDEW zur EEG-Umlage: Runter mit der Steuerlast,

https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/bdew-zur-eeg-umlage-runter-mit-der-steuerlast/

 

 

Interventions des Gestionnaires des Réseaux de Transport dans l´année 2018 et au premier trimestre 2019 pour le maintien de la stabilité du réseau

Les mesures de stabilisation du réseau ont gagné en importance ces dernières années en raison de l’évolution du paysage de la production, qui se caractérise par une augmentation des énergies renouvelables intermittentes. Depuis 2015 on observe une hausse importante des interventions pour la stabilisation du réseau. En cause la lente modernisation du réseau électrique qui ne suit pas le rythme de développement des énergies renouvelables.

De janvier à mars 2019, les gestionnaires des réseaux ont dû écrêter l’électricité produite par des énergies renouvelables (principalement éoliennes) beaucoup plus fréquemment qu’au cours de la même période de l’année précédente : 3,27 milliards de kWh d´électricité n’ont pu être injectés dans le réseau. Pour les gestionnaires de réseaux, l´écrêtement de l’électricité – ce que l’on appelle le « Feed-in management » – est une des dernières mesures à prendre pour stabiliser le réseau.  

Les coûts du maintien de la stabilité du réseau électrique pourraient atteindre un nouveau record en 2019. Dans les 3 premiers mois les coûts avaient déjà atteint près d’un demi-milliard d’euros, soit + 33% par rapport au premier trimestre 2018.

2018-08-20-die-ruhe-vor-dem-sturm

L´Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur) a publié récemment les rapports de l´année 2018 et du premier trimestre 2019 relatifs aux mesures et aux coûts du maintien de la stabilité du réseau électrique en Allemagne /1/.

Il y a plusieurs mesures possibles :

  • Redispatching : réduction ou augmentation de la production d’électricité à partir de centrales électriques conventionnelles conformément à un accord contractuel avec les gestionnaires des réseaux de transport (GRT), avec remboursement des coûts. Le but est de modifier les flux physiques sur le réseau de transport.
  • Centrales de réserve : utilisation des centrales électriques de réserve pour se procurer l’électricité de redispatching manquante, avec remboursement des coûts.
  • Feed-in management (EinsMan) : écrêtement de la production d´énergies renouvelables et de la cogénération à la demande du GRT avec compensation

Si ces mesures ne suffisent plus à stabiliser le réseau, les GRT peuvent procéder à des mesures d’adaptation : ajustement des injections d’électricité et/ou des approvisionnements en électricité, sans compensation.

Léger recul en 2018 du volume des mesures et coûts de maintien de stabilité du réseau

La figure 1 montre l´évolution entre 2012 et 2018 des réductions de la production des centrales conventionnelles, l´écrêtement de la production des énergies renouvelables (hors hydroélectricité) et de la cogénération demandé par les GRT.

En 2018, l´écrêtement a concerné à 97% l´éolien, dont à 72% l´éolien terrestre et à 25% l´éolien offshore et correspond à presque 2,6 % à la quantité totale d’énergie commercialisée à partir de la production d’énergie renouvelable selon l’Agence Fédérale des Réseaux.

Fig A1_2 Eingriffe GRT 2012_2018
Figure 1 : Interventions des GRT (réduction de la production) entre 2012 et 2018

La figure 2  montre l´évolution des coûts relatifs à la stabilisation du réseau et la part des énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) à la production brute d´électricité depuis 2011. On peut observer une certaine corrélation avec l´augmentation de la part de la production d´énergies renouvelables intermittentes.

Les coûts sont composés de trois éléments : les coûts pour la mise à disposition d´une capacité conventionnelle de réserve (~ 415,5 M€ en 2018), le redispatching (~ 387,5 M€ en 2018) et l´indemnisation des producteurs d’énergies renouvelables pour l´écrêtement  de leur production (~ 635,4 M€ en 2018).

Les coûts en 2018 ont été légèrement inférieurs à ceux de l’année précédente malgré une augmentation de plus de 2% de la part des énergies renouvelables intermittentes à la production brute de l´Allemagne (voir aussi /2/ annexes 1 et 8).

Fig A8_1 Hausse des coûts de stabilisation du réseau 2011_2018
Figure 2 : Evolution des coûts de stabilisation du réseau et de la part des énergies renouvelables intermittentes à la production brute d´électricité

Forte hausse des interventions des GRT au premier trimestre 2019

Au premier trimestre 2019 (voir figure 3), la réduction de la production des installations d´énergies renouvelables et de la cogénération s’élevait à environ 3265 GWh soit près de 1300 GWh de plus qu’à la même période l’année précédente (1er trimestre 2018 : 1971 GWh). L´écrêtement a concerné à 99% l´éolien ce qui est principalement attribuable au premier trimestre 2019 très venteux. Malgré l´écrêtement, la quantité d’électricité produite par la seule énergie éolienne a augmenté de 21 % par rapport au premier trimestre 2018 (1er trimestre 2019 : 41 710 GWh ; 1er trimestre 2018 : 33 072 GWh).

Les coûts totaux des mesures de stabilisation des réseaux ont augmenté par rapport au premier trimestre 2018 et s’élèvent à environ 473 M€ (1er trimestre 2018 : 355 M€). A titre de comparaison, le coût total relatif à la stabilisation du réseau s´élevait à 1438 M€ pour l´année 2018.

Pour l´année 2018, l´indemnisation des producteurs d’énergies renouvelables s´élevait à 635,4 M€ pour l´écrêtement de leur production et à 364,2 M€ pour les premiers 3 mois 2019, donc plus de 57% de l´année 2018.

Vergleich 1 QRT 2018 _2019
Figure 3 : Comparaison sur les premiers trimestres 2018 et 2019 des volumes d´écrêtement de la production d´énergie renouvelable et des coûts totaux pour le maintien de la stabilité du réseau

Références

/1/  BNetzA (2019) Netz- und Systemsicherheit. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Netz_Systemsicherheit/Netz_Systemsicherheit_node.html.

/2/ Allemagne-Energies (2019) Énergies renouvelables : de nombreux défis. En ligne : https://allemagne-energies.com/energies-renouvelables/.