Allemagne – l´essentiel des résultats énergétiques 2019

(Texte mis à jour le 8.2.2020)

Temps de lecture 15 min

2019-02-04-fotoderwoche_1

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

  • La consommation énergétique (énergie primaire) baisse de 2,3 % par rapport à 2018 et de 3% corrigée des aléas climatiques
  • la production brute d´électricité s´élève à ~ 607 TWh, légèrement inférieure par rapport à 2018 (~ 636 TWh), la consommation nationale d´électricité recule à 571 TWh (2018 : 585 TWh)
  • la part des filières renouvelables augmente de cinq pourcents à plus de 40% (~ 244 TWh) de la production brute, leur capacité totale installée atteint les 125 GW
  • la part des énergies fossiles (fioul, gaz, charbon et lignite) de la production brute s´élève à ~ 48% moins trois pourcents par rapport à 2018
  • 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 ~ 37 TWh en fort recul par rapport à 2018 (~ 51 TWh)
  • les émissions de gaz à effet de serre baissent de 6,4 % par rapport à 2018 à environ 811 Mt CO2éq selon les premières estimations, ce qui correspond à une baisse de 35% par rapport à 1990

Consommation énergétique

Selon AG Energiebilanzen /1/, la consommation d´énergie primaire recule à 12.815 PJ (306 Mtep), moins 2,3 % par rapport à l´année précédente (2018 : 13.115 PJ). La baisse de la consommation énergétique corrigée des aléas climatiques s´élève à plus de 3%.

La baisse de la consommation est entre autres due à des améliorations de l’efficacité 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 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 ~ 607 TWh, moins 4,5% par rapport à 2018 (~ 636 TWh). La production nette s´élève à ~ 577 TWh en 2019.

La consommation intérieure brute recule à 570,5 TWh, moins 2,4% par rapport à 2018 (584,5 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 de presque 11 points.

L’énergie nucléaire a enregistré un léger recul de la production d’environ 1 % 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 et de l’hydroélectricité. 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 finale brute 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 production electricite 2009-2019
Figure 3 : Evolution de la production brute des différentes filières depuis 2009 /3/

Puissance installée

L’Allemagne s´offre le luxe de 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 228 GW dont environ 103 GW de centrales conventionnelles et environ 125 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 125 GW en 2019. Le parc d´énergies renouvelables intermittentes dépasse 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 1 GW notamment en raison de l´arrêt de capacités de charbon /6/. La tranche 2 de Philippsburg (1,4 GW) qui a été arrêtée le 31.12.2019 fait encore partie de la puissance installée en 2019.

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

Il faut toutefois noter que seulement environ 84 GW (hors STEP) du parc conventionnel opèrent actuellement sur le marché de l’électricité /6/. Presque 10 GW ne participent pas au marché et constituent soit une « réserve de sécurité » soit une « réserve de soutien du réseau » donc ne fonctionnent qu´en situation exceptionnelle et environ 2,3 GW sont provisoirement fermés (voir figure 5).

Fig 5_KW hors reseau_1
Figure 5 : Parc conventionnel hors marché fin novembre 2019 /6/

Échanges transfrontaliers d’électricité

En 2019, le solde exportateur est avec ~ 37 TWh en baisse (2018 : ~ 51 TWh). Au total l´Allemagne a exporté 75,1 TWh et importé 38,5 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 de la France vers l´Allemagne est largement exportateur. De janvier à novembre l´Allemagne a exporté 2,2 TWh et importé 14,3 TWh soit un solde exportateur de 12,1 TWh en faveur de la France /1/. 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.

Par contre au niveau des flux commerciaux, la France importe 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 /4/.

Émissions de gaz à effet de serre

Selon les premières estimations de l´agence fédérale de l´environnement, les émissions de gaz à effet de serre sont en recul de plus de 50 Mt CO2éq  par rapport à 2018 /1/, /4/. La réduction des émissions est presque exclusivement attribuable au secteur de l’électricité grâce au recul du charbon et la hausse des énergies renouvelables, en revanche aucune baisse des émissions n’est observée dans les secteurs des transports et du bâtiment. Les émissions de la production d´électricité ont baissé d´environ 49 Mt CO2éq  selon /4/.

La principale raison de la baisse des émissions dans le secteur électrique est 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 conduit à une baisse de production des centrales à combustible fossile dans la logique du « merit order ».

La figure 9 montre l´évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2éq par an (données 1990 à 2018 selon /9/, estimations pour 2019 selon /4/).

Fig 7_Emissions
Figure 7 : Évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an

Les émissions de gaz à effet de serre étaient en 2019 donc de 35 % 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 ne sera vraisemblablement pas atteint.

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 8).

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

La valeur moyenne des prix négatifs de l’électricité s´élevait à -17,3 €/MWh et la valeur record à – 90 €/MWh en 2019. Compte tenu de l’augmentation du nombre d’heures à prix négatif, c´est un résultat relativement modéré.

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. 

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 par rapport au projet du gouvernement d´octobre 2019 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, Daten für das 1.- 4. Quartal 2019, https://www.ag-energiebilanzen.de/20-0-Berichte.html

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

 /3/ BDEW (2019) Stromerzeugung und – verbrauch in Deutschland, https://www.bdew.de/media/documents/20191212-BRD_Stromerzeugung1991-2019.pdf

 /4/ AGORA-Energiewende (2020) Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2019, 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 (2019) 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, 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 (2019) : „ Entwicklung der spezifischen Kohlendioxid-Emissionen des deutschen Strommix in den Jahren 1990 – 2018“, https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/1410/publikationen/2019-04-10_cc_10-2019_strommix_2019.pdf

/10/ Bundesnetzagentur (2019) Leitungsvorhaben, 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), 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, 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

 

 

 

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 19.01.2020

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 à 150 KW pour la biomasse, sont exemptes et continuent de recevoir un montant de soutien fixé par l´État. La loi 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 photovoltaïque

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

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 les éoliennes offshore 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/. Les prochains appels d´offres d´un volume de 500 MW par an auront lieu en 2021 (en mer Baltique uniquement) et en 2022.  Entre 2023 et 2025 un volume annuel de 700 MW sera mis aux enchères. Le volume annuel pourrait être augmenté suite à l´intention du gouvernement de porter l´objectif de la capacité installée en 2030 de 15 GW actuellement à 20 GW.

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

 

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.  

innogy indeland Windpark Eschweiler_1600x900
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

parc-Arkona-nuit
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/.

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

Temps de lecture : 2 min

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

conso 1sem 2019_1
Figure 1 : Consommation intérieure brute d’électricité au premier semestre de 2019 (source BDEW)

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

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

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

Références

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

Le développement d´éolien terrestre s´enlise

Temps de lecture :  4 min

L´Agence fédérale des Réseaux a effectué deux appels d´offres d´éolien terrestre au premier semestre 2019 /1/.  Les résultats confirment le développement préoccupant concernant les volumes offerts et attribués de l´éolien terrestre en Allemagne.

Avec 61,3 – 62,55 €/MWh  le montant moyen pondéré d´adjudication reste à peu près constant depuis les quatre derniers appels d´offres (voir figure 1). Cela indique qu’en raison du manque de concurrence, les soumissionnaires ont été en mesure d’aligner leurs offres sur les valeurs maximales fixées par l´Agence Fédérale des Réseaux (2018 : 63 €/MWh; 2019 : 62 €/MWh).

En effet, le volume mis aux enchères est loin d´être atteint. Seuls 746 MW des 1350 MW mis aux enchères au premier semestre 2019 ont été attribués notamment faute de soumissionnaires.

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

AO ET bis 6_2019
Fig. 1 : Résultats d´appels d´offres éolien terrestre en 2017, 2018 et premier semestre 2019

Tandis que les volumes des appels d´offres de 2017 ont été largement sursouscrits, une baisse importante des volumes attribués est observée depuis un an (voir figure 2).

AO ET volumes
Fig. 2 : Volumes (en MW) des appels d´offres éolien terrestre en 2017, 2018 et premier semestre 2019

Les raisons sont multiples selon un rapport récent de l´Agence de l’éolien terrestre /2/. Les avantages des sociétés de citoyens tels que l’absence d´obligation d’autorisation préalable selon BImSchG  (Loi fédérale sur la protection contre les nuisances environnementales) ont été abolis en 2018 et les délais de construction sans pénalité raccourcis. 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 de nombreuses plaintes contre de nouvelles constructions.

L´Agence Fédérale des Réseaux prévoit au deuxième semestre 2019 encore quatre appels d´offres d´éolien terrestre d´un volume total de 2325 MW /3/. Si la tendance baissière se confirme il faudrait prendre des mesures pour faciliter les procédures d´autorisation et pour renforcer l´acceptation des riverains et des communes.

Le gouvernement allemand vise pour 2030 une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité /4/. Pour atteindre cet objectif  il faudrait construire environ 100 GW en sus des 120 GW déjà installés fin 2018 donc une augmentation de plus de 80% en 10 ans en utilisant notamment la technologie de l’éolien et du photovoltaïque /5/.

Mais ce n’est pas le seul problème : presque 12000 éoliennes, représentant une capacité installée d´environ 14 GW, sortiront du mécanisme de soutien entre 2021 et 2025 /6/. L´industrie éolienne craint que le prix sur le marché spot soit trop bas pour une exploitation rentable sans tarif d´achat garanti.

Bibliographie

/1/ Bundesnetzagentur (2019) : Ausschreibungen 2019, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Ausschreibungen/Wind_Onshore/BeendeteAusschreibungen/BeendeteAusschreibungen_node.html

/2/ Fachagentur Windenergie (2019) : Analyse der Ausbausituation der Windenergie an Land im Frühjahr 2019. Fachagentur Windenergie an Land. En ligne : https://www.fachagentur-windenergie.de/aktuell/detail/starker-einbruch-des-windausbaus-im-1-quartal.html.

/3/ Bundesnetzagentur (2019) :  Ausschreibungen, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Ausschreibungen/Ausschreibungen_node.html

/4/ Allemagne-Energies (2019) : Le tournant énergétique allemand. En ligne : https://allemagne-energies.com/tournant-energetique.

/5/ BDEW (2019) : Erneuerbare Energien: Szenarien zur Erreichung des 65-Prozent-Ziels. Massiver Ausbau der Erneuerbaren erforderlich – Flächenrestriktionen gefährden Zielerreichung,  En ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/massiver-ausbau-der-erneuerbaren-erforderlich-flaechenrestriktionen-gefaehrden-zielerreichung/

/6/ Deutscher Bundestag (2018) Ökologische Langzeitfolgen unrentabler Windkraftanlagen nach Entfall der EEG-Umlage. Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der Fraktion AfD (Drucksache 19/4196). En ligne : http://dipbt.bundestag.de/doc/btd/19/041/1904196.pdf.

Les gestionnaires des réseaux de transport publient le projet révisé du plan de développement des réseaux de transport à l´horizon de 2030

Bild1

Temps de lecture : 7 – 9 min

Les quatre gestionnaires des réseaux de transport (GRT) ont présenté mi-avril 2019 le projet révisé du plan de développement des réseaux de transport à l´horizon de 2030.

Suite au nouvel objectif d´une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation d´électricité d´ici 2030, les besoins d’extension des réseaux électriques de transport sont plus importants et plus chers que dans les évaluations antérieures. Ils passeront de 7 700 km à plus de 12 000 km selon le scénario retenu.  La capacité des tracés nord-sud à haute tension en courant continu sera augmentée à 12 GW. Les coûts totaux du projet révisé se situent maintenant entre 61 et 62,5  milliards d´Euros selon le scénario.

L’Agence Fédérale des Réseaux soumettra, après analyse des propositions des GRT, le plan de développement au gouvernement. Il servira de base à la programmation fédérale des besoins. Le projet de programmation fédérale sera ensuite soumis pour accord au parlement (Bundestag, Bundesrat)  courant 2019.  Après adoption, la programmation fédérale constitue la base pour le développement des réseaux de transport à l´ horizon 2030.

Scénarios énergétiques

Un cadre des scénarios d´approvisionnement et de consommation de l´électricité (voir tableau en annexe) fournit la base de planification du développement des réseaux de transport (terrestre et en mer).

En coordination avec l´Agence Fédérale des Réseaux, cinq scénarios ont été retenus : un scenario à court terme B 2025, trois scenarios à l´horizon de 2030 (A, B et C)  et un scenario à plus long terme à l’horizon 2035 /1/, /2/.

Tous les scenarios visent l´objectif d´une part de 65% des énergies renouvelables à la consommation de l´électricité à l´horizon 2030. Seule l’importance des différentes technologies des énergies renouvelables employées varie selon le scénario. De plus les scénarios se distinguent au niveau du degré d´innovation relative à la production centralisée et décentralisée, de leur utilisation dans les autres secteurs (électromobilité et pompes à chaleur ménagères) et du degré d´utilisation de stockage d´énergie et de management du réseau (Demand Side Management).

Un objectif du tournant énergétique de 2011 était la baisse de la consommation nationale de l´électricité d´au moins 25% d´ici 2050.  Pratiquement tous les scénarios 2030 partent de l´hypothèse d´une augmentation de la consommation nationale notamment en raison de l´utilisation accrue d´électricité dans les autres secteurs.

Les propositions récentes /3/ de la Commission Charbon (réduction à 17 GW de la capacité totale des centrales charbon et lignite d´ici 2030) correspondent au scenario C 2030 (17,1 GW).

Les scénarios 2030 visent un plafond d´émissions annuelles de CO2 de 184 Mt CO2 ce qui correspond à une réduction d´environ 50% par rapport à 1990 ( 366 Mt CO2).

Plan commun de développement des réseaux de transport

Le cadre des scenarios a permis aux quatre GRT d´établir un plan commun de développement des réseaux de transport distribué pour consultation aux acteurs du marché en février 2019.

Suite aux amendements, le projet révisé a été publié mi-avril 2019 /1/. Il confirme la programmation fédérale des besoins actuellement en vigueur (pour mémoire : la programmation fédérale actuelle de développement des réseaux de transport a déterminé 7700 km comme prioritaires) et préconise des mesures supplémentaires (nouvelles lignes et renforcement des lignes existantes).

Pour le scenario C 2030 à titre d´exemple, les GRT estiment que 1700 km de lignes nouvelles et 3250 km de renforcement des lignes existantes supplémentaires seraient nécessaires.

Dans tous les scenarios 2030, ils proposent la construction de deux nouvelles lignes à haute tension en courant continu d’une capacité cumulée de 4 GW sur une longueur d´environ 1160 km. Elles viendraient s’ajouter aux tracés nord – sud en courant continu déjà prévus. On passerait ainsi à un total de 12 GW et une longueur supérieur à 3600 km (voir figure 1).

NEP 2030_1
Figure 1 : Tracés nord – sud en courant continu (projet 2030) – nouveau tracé proposé en rouge

Les besoins totaux en lignes nouvelles et renforcement des lignes existantes passeront à 12090 km dans le scénario C 2030. Dans les autres scénarios, les besoins totaux varient légèrement entre 11480 km (A 2030) et 12670 km (B 2035).

Les coûts du scenario moyen B 2030 augmenteront à 61 milliards d´Euros par rapport aux 52 milliards d´Euros du premier projet 2030. Le coût du scenario C 2030 est évalué à 62,5  milliards d´Euros.

Motifs pour l´augmentation du besoin

La raison principale est la décision du gouvernement en 2018 d´augmenter l´objectif de la part d´énergies renouvelables à la consommation d´électricité à 65% d´ici 2030.

Malgré l´emploi de technologies innovantes, telles que le stockage d´énergie et le power-to-gaz, l´augmentation de la part des énergies renouvelables nécessite l´extension des réseaux électriques pour faire face à l´aggravation du déséquilibre dans la production d’électricité en Allemagne.  Tandis que la production dans le nord et l’est du pays équivaut pratiquement au double de la demande, il y a un déficit dans le sud et l’ouest,  où entre un quart et la moitié de la consommation annuelle d’électricité doit être assurée par des importations depuis d’autres régions ou des pays voisins. L’électricité éolienne produite dans le nord doit donc être amenée à des centres de consommation électrique dans le sud et dans l’ouest de l’Allemagne.

De plus la production aléatoire peut excéder pendant de nombreuses heures la consommation nationale, entrainant la nécessité d´exporter l´électricité en surplus.  Les scénarios 2030 partent de l´hypothèse d´un solde exportateur d´énergies renouvelables entre 44,4 et 75,6 TWh lissé sur l´année. L´Allemagne restera donc un fort exportateur d´électricité en Europe à l´horizon 2030. 

Evaluation de la stabilité du système électrique

Sur la base du scénario B 2035, les GRT ont évalué la stabilité du système électrique dans l´hypothèse d´une sortie complète des centrales à charbon et lignite.

Compte tenu du fait que ces centrales injectent aussi de la puissance réactive dans le réseau, leur arrêt nécessite de recourir à d’autres moyens de compensation. Les analyses ont montré un besoin important d´équipements de compensation de puissance réactive, compris entre 38,1 et 74,3 Gvar (Gigavoltampère réactive) selon le degré de réduction du couple charbon /lignite.

Absence d´une appréciation approfondie de la sécurité d´approvisionnement

Une appréciation approfondie de la sécurité d´approvisionnement ne fait pas partie du plan de développement des réseaux à l´horizon de 2030. Pour l´exemple, pour une consommation de pointe de 80 GW en cas de vague de froid décennale le scénario C 2030 prévoit une capacité pilotable de 80,7 GW composée de 69,1 GW de centrales conventionnelles, 5,6 GW d´hydroélectricité et 6 GW de biomasse. Des indisponibilités comme des arrêts de tranche ou des déficits hydrauliques n’ont pas été retenues. Pour assurer la sécurité d´approvisionnement il faut s´appuyer sur le Demand Side Management (une capacité de 6 GW d´effacement est envisagée) ou des importations des pays voisins.

Programmation fédérale des besoins

L’Agence Fédérale des Réseaux soumettra, après analyse des propositions des GRT, le plan de développement au gouvernement. Il servira de base à la programmation fédérale des besoins. Le projet de programmation fédérale sera ensuite soumis pour accord au parlement (Bundestag, Bundesrat)  courant 2019. Après adoption, la programmation fédérale des besoins constitue  la base pour le développement des réseaux de transport à l´ horizon 2030.

Le gouvernement est tenu de présenter tous les quatre ans au législateur la programmation des besoins des réseaux. La dernière version date de 2015.

Annexe : Scénarios pour le plan de développement des réseaux 2030 (édition 2019)

Tabelle

Références

/1/ Communiqué de presse du 15.04.2019 de TenneT, Amprion, 50Hertz, TransnetBW: „Übertragungsnetzbetreiber übergeben zweiten Entwurf des Netzentwicklungsplans 2030 (2019)“ https://www.tennet.eu/de/news/news/uebertragungsnetzbetreiber-uebergeben-zweiten-entwurf-des-netzentwicklungsplans-2030-2019/

/2/ GRT : « Zweiter Entwurf des NEP 2030 (2019) – Vorstellung der Ergebnisse », 30.4.2019, https://www.netzentwicklungsplan.de/sites/default/files/paragraphs-files/Dialogveranstaltung_Ergebnisse_NEP_2030_2019_2_Entwurf.pdf

/3/ Allemagne-Energies : « Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038 », https://allemagne-energies.com/2019/01/27/allemagne-une-sortie-du-charbon-preconisee-dici-2038/

Appel d´offres du photovoltaïque 2019 : les raisons possibles de la forte hausse de prix

Innogy

Temps de lecture : 3 min

  • L’Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur) a publié fin mars 2019 les résultats du 2e appel d’offres de 2019 pour des installations photovoltaïques de plus de 750 kW. Le prix moyen d´adjudication est en forte hausse par rapport à 2018 et la session précédente en 2019.
  • Le résultat de l´appel d’offres bi-technologies (éolien terrestre et solaire), publié le 18 avril 2019, confirme la tendance haussière du prix d´adjudication du photovoltaïque.

Le résultat du dernier appel d’offres pour le photovoltaïque /1/ sort de la tendance observée en 2017 et 2018 /2/. Sur l’ensemble des projets retenus, les prix d´adjudication s’étalaient de 39 €/MWh à 84 €/MWh. Le prix moyen pondéré est avec 65,9 €/MWh en forte hausse.

La figure 1 montre les résultats d´appels d´offres du photovoltaïque en 2017, 2018 et au premier semestre 2019.

resultats AO 2019
Figure 1 : Résultats d´appels d´offres du photovoltaïque en 2017, 2018 et au premier semestre 2019

Les raisons possibles de la forte hausse de prix

Il y avait plusieurs particularités lors du 2e appel d’offres de 2019 pour des installations photovoltaïques : il s´agit du premier appel d´offres supplémentaire (Sonderausschreibung) d´un volume de 500 MW pour atteindre les 65 % EnR en 2030. Les précédents appels d´offres avaient une puissance appelée moins importante, entre 175 et 200 MW.

Le montant d´adjudication maximal admis a été fixé à 89,1 €/MWh par l´Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur), donc une valeur relativement élevée pour un volume si important.

De nombreux projets de champs photovoltaïques en Bavière  ont été exclus de l´appel d´offres, compte tenu du fait que la Bavière avait déjà dépassé son quota. De plus de nombreux projets (~ 200 MW) ont dû être exclus pour vice de forme.

La forte hausse du prix s´explique par des effets d’aubaine compte tenu du volume et un plafond de prix élevé, et l´exclusion de certains concurrents, notamment en Bavière.

Le résultat de l´appel d’offres bi-technologies 2019 confirme la tendance haussière du prix

L’Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur) a publié mi-avril 2019 /3/ le résultat de l´appel d’offres bi-technologies combinant solaire et éolien terrestre. Il s´agit du 3e appel d’offres de ce type. Dans les deux sessions précédentes, l´éolien terrestre n’a pas reçu l’adjudication. Cette fois ci aucune offre n’a été soumise pour l’éolien terrestre. Donc le volume total attribué de 210,8 MW pour une cible de 200 MW a été entièrement octroyé au photovoltaïque.

La fourchette des prix s’étend de 45 €/MWh à 61 €/MWh. Le prix moyen pondéré d´adjudication s’affiche à 56,60 €/MWh, donc en légère hausse comparé au prix moyen de 52,70 €/MWh lors du précédent appel d’offres en novembre 2018 /2/.

Selon l´Agence Fédérale des Réseaux, ce résultat ne doit pas être considéré isolément mais en combinaison avec l´appel d´offres supplémentaire (Sonderausschreibung) d´un volume de 500 MW du mois précédent (voir plus haut) qui a déjà conduit à une forte hausse du montant d´adjudication.

Il faut attendre les résultats des prochains d´appels d´offres pour voir s´il s´agit d´une anomalie ou une tendance systématique.

Références

/1/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 28 mars 2019 : « Ergebnisse der Ausschreibung für Solaranlagen », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2019/20190328_Solar.html?nn=265778

/2/ Allemagne-energies 2018 : « Retour d´expérience des appels d´offres en 2017 et 2018 selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017) », 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/)

/3/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 18 avril 2019 :  »  Ergebnisse der gemeinsamen Ausschreibungen nach dem EEG », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2019/20190418_Ausschreibungen.html?nn=265778

 

Retour d´expérience des appels d´offres en 2017 et 2018 selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017)

Bild innogy_1

Temps de lecture : 10 – 12 min

Suite à l’amendement à la loi sur les énergies renouvelables (EEG 2017), le tarif d´achat n’est plus fixé comme auparavant par l’État mais, depuis début 2017, par le biais d’appels d’offres /1/. Seules les petites installations, inférieures à 750 KW (pour photovoltaïque (PV) et éolien terrestre) et inférieures à 150 KW pour la biomasse, sont exemptes et continuent de recevoir un montant de soutien fixé par l´état. Bien entendu, la loi 2017 n´est pas rétroactive et les anciennes installations jouissent du maintien des droits acquis.

Ci-dessous le retour d´expérience des résultats des appels d´offres de 2017 et 2018 est exposé en s´appuyant notamment sur le dernier rapport monitoring 2018 de l´agence fédérale des réseaux /2/.

Résultats d´appels d´offres photovoltaïque

Trois appels d´offres par an ont été réalisés en 2017/2018 avec un volume de 200 MW  chaque fois, sauf les deux derniers appels d´offres en 2018 avec un volume de 182 MW.

Dans tous les appels d´offres, le volume offert a été largement sursouscrit. Le volume réel d´adjudication a varié entre 151 et 222 MW.

La pression concurrentielle a conduit à une baisse significative des tarifs d´achats dans les quatre premiers  appels d´offres. Lors des deux appels d´offre de juin et octobre 2018, les montants moyens d´adjudication ont légèrement augmenté (voir figure 1). Les régions de l´Allemagne de l´est et du sud ont obtenu la plupart des adjudications.

PV resultats AO 2017_2018
Figure 1 : Résultats d´appels d´offres photovoltaïque en 2017 et 2018

Résultats d´appels d´offres éolien terrestre

En 2017 trois et en 2018 quatre d´appels d´offres d´un volume de 2,7 à 2,8 GW ont eu lieu.

Le volume des appels d´offre de 2017 a été largement sursouscrit. Plus de 90% des projets d´éolien terrestre ont été adjugés aux « sociétés citoyennes »  qui ont bénéficié d’ avantages considérables par rapport aux autres offrants /3/.

Le parlement a entériné une modification de la loi sur les énergies renouvelables en 2018 visant à abolir les privilèges des sociétés de citoyens sur les appels d´offres en 2018 et 2019. De plus l´agence fédérale des réseaux avait abaissé le montant maximal autorisé à 63 €/MWh pour 2018 (70 €/MWh en 2017).

Les résultats des quatre d´appels d´offres en 2018 ont été considérablement influencés par ces mesures : une intensité concurrentielle plus faible et notamment nettement moins d´adjudications aux « sociétés citoyennes ». Le volume mis aux enchères n´a pas été atteint, seuls 2342 MW au lieu des 2710 MW prévus ont été attribués malgré un montant moyen des adjudications plus élevé qu´en 2017. Le montant moyen d´adjudication a considérablement augmenté en 2018 et même dépassé le montant du premier appel d´offres en mai 2017 (voir figure 2).

Eolien terrestre resultats AO 2017_2018
Figure 2 : Résultats d´appels d´offres éolien terrestre en 2017 et 2018

Pour être complet, 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.

Résultats d´appels d´offres divers

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. Toutes les adjudications,  pour un montant moyen de 53,8 €/MWh, ont été attribuées aux projets au Danemark.

Appels d´offres éolien offshore

Tandis que les éoliennes offshore mises en service entre 2015 et 2020 bénéficient encore des tarifs de soutien très confortables fixés par l´État, pour tous les projets éoliens offshore pour lesquels la mise en service est prévue à partir de 2021 les appels d’offres sont devenus obligatoires /1/. Pour assurer une continuité du développement de l´éolien en mer, les appels d’offres en avril 2017 et avril 2018 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. Au total 10 projets ont reçu une adjudication.

Avril 2017 Avril 2018
Volume attribué 1490 MW 1610 MW dont 500 MW en mer Baltique
Montant moyen de l´adjudication (€/MWh)* 4,4 46,6
Montant le plus bas retenu (€/MWh)* 0,00 0,00
Montant le plus élevé retenu (€/MWh)* 60,0 98,3

*) hors coûts de raccordement des éoliennes off-shore au réseau

Les offres les plus basses étaient 0,0 €/MWh. Le montant le plus élevé retenu était de 60,0 €/MWh en 2017 et de 98,3 €/MWh en 2018, ce qui conduit à un montant moyen de 4,4 €/MWh en 2017 et de 46,6 €/MWh en 2018. Les offres à 0 €/MWh étaient accueillies avec beaucoup d´étonnement et considérées comme une première mondiale. Les énergéticiens se passeront totalement des soutiens, leurs seuls revenus seront les recettes de vente au prix du marché. Pour plus d´explications voir /4/.

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.

Appel d´offres biomasse

L´agence fédérale des réseaux a procédé en 2017 et 2018 à un appel  d´offres par an. La spécificité des appels d´offres était la participation des installations déjà existantes dont la durée de soutien restante était inférieure à 8 ans.

Malgré cela les appels d´offres de 2017 et 2018 ont rencontré peu de succès auprès des soumissionnaires. Les volumes offerts par les soumissionnaires étaient nettement inférieurs aux volumes mis en adjudication : 40,9 MW pour 122 MW en 2017 et 89 MW pour 226 MW en 2018. Le volume finalement retenu par l´agence fédérale des réseaux était encore plus bas suite à l´exclusion de certaines offres en raison des erreurs formelles : 35,6 MW pour des nouvelles installations ≥ 150 kW et 68,4 MW pour des installations existantes.

Le montant moyen d´adjudication, pondéré en fonction des volumes, s´élève à 147,3 €/MWh. 

Appel d’offres bi-technologies combinant solaire et éolien terrestre

Répondant à un souhait de la commission européenne, l´agence fédérale des réseaux a  procédé à deux appels d´offres pilotes de 200 MW chacun en 2018, ouverts à des projets d’éoliennes terrestres et des installations solaires photovoltaïques au sol.

Une particularité des appels d´offres était l´application d´un malus dans des régions où la capacité des énergies renouvelables déjà installée dépassait la puissance maximale absorbable par les réseaux de distribution.

Lors du premier appel d´offres dont les résultats ont été publiés en avril 2018, seules des offres « photovoltaïque » d´un volume de 210 MW ont été retenues avec un montant moyen d´adjudication de 46,7 €/MWh. Les offres retenues varient entre 39,6 €/MWh et 57,6 €/MWh. En revanche aucune des 18 offres « éolien terrestre » n’a reçu l’adjudication.

Les résultats du deuxième appel d´ offres publiés en novembre 2018 sont également sans appel. A nouveau, seules des offres « photovoltaïque » ont été retenues pour un volume de 201 MW avec un montant moyen d´adjudication de 52,7 €/MWh. Les offres retenues varient entre 46,5 €/MWh et 57,9 €/MWh. Un seul projet éolien terrestre a été déposé mais n’a pas reçu l’adjudication.

En conclusion dans les deux appels d´offres de 2018,  les projets de centrales solaires photovoltaïques au sol se sont avérées plus compétitifs que les projets éoliens.

Une raison possible est la non-application du facteur de qualité en fonction du site réel et du rendement du type d’éolienne prévue comme dans les appels d´offres purement « éolien terrestre ».

Sans application du malus mentionné plus haut, seul un projet éolien de l´appel d´offres d´avril 2018 aurait eu une adjudication.

Conclusion

La figure 3 résume les résultats des appels d´offres 2017 et 2018. Les valeurs indiquées correspondent aux montants le plus bas et le plus élevé retenus pour chaque technologie. Pour la biomasse le montant moyen d´adjudication, pondérée en fonction des volumes 2017 et 2018, est indiqué.

resultats AO 2017_2018 valeur min max
Figure 3 : Résultats des appels d´offres 2017 et 2018 – 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 solaire (photovoltaïque au sol) démontre sa compétitivité par rapport aux autres technologies et en particulier par rapport à l ´éolien terrestre. Les appels d´offres bi-technologies combinant solaire et éolien terrestre ont confirmé cette tendance.

L´abolition des privilèges des sociétés de citoyens pour l´éolien terrestre a réduit l´intensité concurrentielle et par conséquent augmenté le montant moyen d´adjudication en 2018. L´agence fédérale des réseaux a fixé le montant maximal autorisé à 62 €/MWh pour 2019 (63 €/MWh en 2018). L´objectif est d´inciter l´intensité concurrentielle et en même temps de fixer un plafond au montant d´adjudication /8/.

Par rapport aux tarifs de soutien très confortables fixés par l´État (tarif d´achat de départ de 139 à194 €/MWh) dont bénéficient les éoliennes offshore mises en service entre 2015 et 2020, les deux appels d´offres pour les projets éoliens offshore dont la mise en service est prévue à partir de 2021 ont conduit à une large gamme de tarifs de soutien retenus allant de 0 €/MWh à 98,3 €/MWh.

Les coûts de raccordement au réseau des éoliennes off-shore ne sont pas publiés officiellement par les gestionnaires de réseaux. Néanmoins, il existe des estimations. Selon une publication récente de OECD/NEA /5/ les coûts de raccordement moyens lissés sur plusieurs pays serait de 20 $/MWh (~ 18 €/MWh). Le Think Tank AGORA Energiewende évalue les coûts pour l´Allemagne à 30 €/MWh /6/.

Pour vérifier la plausibilité de ces chiffres, voici deux exemples de calcul :

Le coût total de raccordement final du parc éolien DolWin3  (900 MW) en Mer du Nord serait de 1900 M€ selon le bureau d´ingénierie Fichtner /7/. Le montant du contrat était de ~ 1150 M€.  Le raccordement de DolWin3 nécessite une ligne en courant continu de 320 KV d´une longueur totale de 160 km dont 80 km offshore.  Supposons un taux d´intérêt de 4% sur 20 ans, on obtient ainsi une annuité constante de 139,8 M€ par an, soit environ 44 €/MWh pour le raccordement au réseau, sous l´hypothèse de 3500 heures de fonctionnement à pleine charge.

Le raccordement du parc DolWin2 (916 MW) aurait coûté environ 1000 M€ (montant du contrat) selon Fichtner /7/ nécessitant une ligne en courant continu de 320 KV d´une longueur totale de 135 km dont 45 km offshore. Dans ce cas on obtient environ 23 €/MWh pour le raccordement au réseau avec un taux d´intérêt de 4% sur 20 ans et 3500 heures de fonctionnement à pleine charge.

En conclusion, les coûts de raccordement au réseau des éoliennes off-shore peuvent varier d´un facteur deux selon la longueur des lignes et la distance de la côte du parc éolien. Un taux d´intérêts avantageux et un facteur de charge élevé réduisent les coûts comme on peut s’y attendre. Selon Fichtner /7/, le potentiel de baisse des coûts induit par la simplification des procédures d´autorisation, la réduction des délais de réalisation et de futures innovations technologiques pourrait atteindre 30%.

La biomasse avec un montant moyen d´adjudication, pondérée en fonction des volumes 2017 et 2018 de 147,3 €/MWh est la plus couteuse. 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, encore largement hors de portée, soit des capacités de centrales conventionnelles backup pour assurer la sécurité d´approvisionnement.

Donc pour une comparaison des coûts entre les moyens de production pilotables et de production intermittentes, il faut aussi tenir compte des coûts d´intégration au système électrique. Ce sujet dépasse le cadre de cet article. Pour plus d´information voir à titre d´exemple les publications /5/ et /6/.

Références

/1/ voir « Énergies renouvelables : de nombreux défis », chapitre  » Dispositifs de soutien EEG 2017″ , Énergies renouvelables : de nombreux défis

/2/ Bundesnetzagentur : Rapport Monitoring 2018, 21.11.2018, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2018/Monitoringbericht_Energie2018.pdf?__blob=publicationFile&v=3

/3/ voir BLOG « Retour d´expérience des appels d´offres d´éolien terrestre en 2017 », Retour d´expérience des appels d´offres de l´éolien terrestre en 2017 (Mise à jour du 8 juin 2018)

/4/ voir BLOG « Résultats du 2ème appel d´offres éolien mer en Allemagne – fin du tarif de soutien dans l´avenir ? », Résultats du 2ème appel d´offres éolien mer en Allemagne – fin du tarif de soutien dans l´avenir ?

/5/ OECD / Nuclear Energy Agency (NEA) : « The Full Costs of Electricity Provision – Extended Summary », Rapport N° 7437, 29.10.2018, http://www.oecd-nea.org/ndd/pubs/2018/7437-full-costs-sum-2018.pdf

/6/ AGORA Energiewende . « The Integration Costs of Wind and Solar Power – An Overview of the Debate on the Effects of Adding Wind and Solar Photovoltaic into Power Systems « , 12/2015, https://www.agora-energiewende.de/fileadmin2/Projekte/2014/integrationskosten-wind-pv/Agora_Integration_Cost_Wind_PV_web.pdf

/7/ Fichtner . « Beschleunigungs- und Kostensenkungspotenziale bei HGÜ – Offshore -Netzanbindungsprojekten », Juin 2016, https://www.offshore-stiftung.de/sites/offshorelink.de/files/documents/Studie_Beschleunigungs-%20und%20Kostensenkungspotenziale%20bei%20HG%C3%9C-Offshore-Netzanbindungsprojekten_Kurzfassung_0.pdf

/8/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 30.11.2018 : Höchstwert für Ausschreibungen für Wind an Land 2019 festgelegt », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2018/20181130_Ausschreibungen.pdf?__blob=publicationFile&v=2