Allemagne : les chiffres clés de l´énergie en 2022

Texte mis à jour le 26.01.2023

Temps de lecture : 6 min (résumé), 35 min (article entier)

Résumé 

La nouvelle coalition gouvernementale en Allemagne en fonction depuis décembre 2021, composée par les Sociaux-démocrates (SPD), les Verts (Bündnis 90/Die Grünen) et les Libéraux (FDP), voulait apporter un nouveau rythme à la transition énergétique.

L´atteinte des objectifs de l´accord de Paris sur le climat a été considérée comme la priorité absolue. Une part de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité est visée d´ici 2030 contre 65% par le gouvernement sortant et un approvisionnement en électricité quasi climatiquement neutre d´ici 2035. Le gouvernement a aussi souhaité accélérer la sortie de la production d´électricité à partir du charbon, actuellement prévue pour 2038, et l´avancer à 2030 « dans l´idéal ».

La crise énergétique, née de la guerre en Ukraine, a changé la donne car l´Allemagne a été sevrée du gaz russe dont elle était fortement dépendante. Les prix de l´énergie ont atteint des niveaux records et favorisé considérablement l´inflation qui a dépassé les 10%. Des mesures de presque 300 Mds€ ont été adoptées pour soutenir les citoyens et l´industrie pendant cette période difficile. Face à la menace d´une pénurie d´énergie, le gouvernement a appelé à la mobilisation générale en faveur de la sobriété énergétique. La consommation d´énergie primaire a ainsi baissé de presque 5% par rapport à 2021. La consommation de gaz a chuté de presque 15%, en revanche celle des autres énergies fossiles a augmenté, soit 3% pour le pétrole, 4,8% la houille et 5,1% le lignite (environ 90% de la consommation ont contribué à la production d´électricité). 

La gestion de la crise à court terme a déterminé l´agenda politique en faveur de la sécurité énergétique, en partie au détriment des objectifs climatiques. En conséquence, les émissions de gaz à effet de serre stagnent au niveau de 2021 malgré une baisse de la consommation énergétique et le développement des énergies renouvelables ne décolle pas.

Selon les données statistiques provisoires, les résultats énergétiques 2022 se résument comme suit :

  • Les émissions de gaz à effet de serre stagnent au niveau de l´année dernière et se situeraient à 758 ± 3 Mt CO2éq (2021 : 759 Mt CO2éq). L´objectif national pour 2022, fixé par la Loi sur la Protection du Climat à 756 Mt CO2éq, risque d´être manqué. L´Allemagne prend du retard sur ses ambitions d´une réduction de 65% d´émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 par rapport à 1990 ;
  • La consommation d´énergie primaire recule de 4,7% (3,9% corrigée des variations climatiques) par rapport à 2021 et s´élève à 3 286 TWh (283 Mtep). Elle atteint son niveau le plus bas dans l´Allemagne réunifiée. Au total, les énergies fossiles (pétrole, gaz naturel, houille et lignite) comptent pour près de 79% de la consommation d’énergie primaire (contre environ 77% en 2021) ;
  • La consommation d´électricité recule de 3% par rapport à 2021 suite aux tendances conjoncturelles au ralentissement et les effets de la hausse des prix. Elle atteint à nouveau le niveau de l´année 2020 marquée par la Covid ;
  • La tendance à la hausse des prix du gaz naturel, déjà perceptible depuis la mi-2021, s´est renforcée de manière significative avec la guerre en Ukraine. Cela a entraîné des changements dans le mix électrique : la part de la production brute d´électricité à partir du gaz baisse à 13,4% (2021 : 15,8%), en revanche la part du couple lignite/houille augmente à 31,7% contre 28,2% en 2021. Cela s´explique en partie par la réactivation courant 2022 des centrales à charbon en réserve. La part du nucléaire baisse à 6,5% contre 11,8% en 2021 suite à la fermeture programmée de 4 GW de capacités nucléaires fin 2021 ;
  • Grâce aux bonnes conditions météorologiques, les filières renouvelables marquent une augmentation record. Leur part à la production brute d´électricité atteint 44,4% (2021 : 40,1%) et, en conséquence, leur part dans la consommation brute augmente à 46,5% contre 41,4% en 2021. L´éolien (terrestre et maritime) est en 2022 à nouveau la première source de production électrique juste devant le lignite.
    Malgré ce record la crise du développement de l´éolien terrestre persiste, l´ajout net atteint 2,1 GW en 2022. Le double aurait été nécessaire pour se rapprocher de l´objectif d´une puissance installée de 69 GW fin 2024.
    Au total, neuf appels d´offres éoliens et solaires sur dix ont été sous-souscrits en 2022. L´attribution du volume mis aux enchères étant loin d´être atteinte, leur développement risque de rester en deçà des besoins dans les années à venir. Les mesures décidées par le gouvernement en 2022 ne suffiront pas à atteindre l´objectif de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité d´ici 2030 ;
  • Le solde exportateur d´électricité augmente à presque 27 TWh (2021 : ~19 TWh) en hausse pour la première fois depuis 2017. Les principales raisons sont l´augmentation de la production d´électricité à partir des filières renouvelables et du charbon en Allemagne ainsi que les changements dans le mix de production d´électricité en Europe. A titre d´exemple : le solde exportateur des échanges commerciaux entre l´Allemagne et la France a plus que doublé en faveur de l´Allemagne en passant à 15,3 TWh en 2022 contre 6,5 TWh en 2021 selon l´Agence Fédérale des Réseaux ;
  • Sur le marché de gros de l´électricité le prix journalier double en 2022 par rapport à 2021 pour atteindre 235 €/MWh. Il a été fortement influencé par le prix du gaz.

Les projets phares de la transition énergétique allemande en 2022 : 

  • Adoption courant 2022 d´un ensemble de mesures économiques urgentes, temporaires et exceptionnelles de presque 300 Mds€ pour atténuer la flambée des prix de l´énergie et l´impact de l´inflation. L´objectif : soutenir les citoyens et l´industrie pendant cette période difficile et préserver les emplois. La principale mesure, le plafonnement temporaire des prix du gaz, de la chaleur et de l´électricité, a reçu le feu vert en décembre 2022 ;
  • Adoption en juillet 2022 d´un paquet législatif de presque 600 pages visant à accélérer le développement des énergies renouvelables et à renforcer la sécurité d´approvisionnement en énergie. La mesure phare de ce paquet est l´amendement à la Loi sur les Énergies Renouvelables du secteur électrique (EEG 2023).
    Les objectifs à l´horizon de 2030 ont été fortement rehaussés par rapport
    au gouvernement sortant, soit 115 GW pour l´éolien terrestre, au moins 30 GW pour l´éolien marin et 215 GW pour le photovoltaïque. Les 360 GW visés nécessitent au cours des huit prochaines années presque un triplement de leur puissance installée fin 2022 ;
  • Suite à la menace de pénurie d´énergie, née de la guerre en Ukraine, des mesures en faveur de la sécurité de l´approvisionnement d´électricité ont été prises : prolongation du fonctionnement des 3 derniers centrales nucléaires jusqu´au mi-avril 2023 et réactivation temporaire des centrales à houille, lignite et fioul en réserve jusqu´à fin mars 2024, tout en maintenant l´objectif de l´abandon du charbon en 2030.

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Sommaire

Consommation énergétique

Consommation et production d´électricité

  • Parc de production installé
    • Centrales conventionnelles et stockage d´énergie
    • Energies renouvelables
  • Relation entre puissance installée et production réalisée
  • Faits marquants des énergies renouvelables intermittentes en 2022

Échanges transfrontaliers d´électricité

Modernisation des réseaux de transport

  • Coûts des interventions pour éviter la congestion du réseau de transport

Émissions de gaz à effet de serre

Evolution des prix sur le marché de gros de l´électricité

  • Episodes de prix négatifs au marché journalier

Projets phares de la transition énergétique allemande en 2022

  • Mesures de soutien de presque 300 Mds€ pour les citoyens et l´industrie
  • Paquet législatif visant à accélérer le développement des énergies renouvelables
  • Mesures d´urgence en faveur de la sécurité de l´approvisionnement d´électricité

Développement de la politique énergétique et perspectives 2023  

Références

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Consommation énergétique

Selon AG Energiebilanzen (AGEB 2022a) la consommation d´énergie primaire atteint 3286 TWh (283 Mtep) en 2022, cela correspond à une baisse de 4,7 % (~ 162 TWh) par rapport à l´année précédente (2021 : 3448 TWh ou 296 Mtep). Elle atteint son niveau le plus bas dans l´Allemagne réunifiée.

Les principales raisons sont des températures plus chaudes par rapport à 2021 et la forte hausse des prix de l´énergie, en particulier pour le gaz naturel, qui a déclenché une mobilisation générale en faveur de la sobriété énergétique. La tendance à la hausse des prix du gaz naturel, déjà perceptible depuis la mi-2021, s´est renforcée de manière significative avec la guerre en Ukraine et les efforts de l´Allemagne pour s´émanciper de sa forte dépendance au gaz russe. La baisse de la production dans certains secteurs économiques a également contribué à la réduction de la consommation énergétique.

Une raison de la hausse de la consommation énergétique est la reprise économique après la suppression des restrictions liées à la pandémie de la Covid.

Corrigée de l´aléa météorologique la consommation énergétique baisse seulement de 3,9% selon AG Energiebilanzen (AGEB 2022a).

Les énergies fossiles continuent de représenter 79% de la consommation énergétique. Le pétrole reste l´énergie fossile la plus importante en 2022 suivi par le gaz naturel.

La consommation des produits pétroliers a connu une hausse de 3% par rapport à 2021. La substitution du gaz naturel par le pétrole explique en partie l´augmentation de la part du pétrole dans la consommation d´énergie primaire à 35,2% (2021 : 32,5%).

La consommation de gaz naturel baisse de presque 15% en 2022. Cause principale : les températures temporairement plus chaudes et une vente réduite dans tous les secteurs de consommation due à la hausse du prix du gaz.  La part du gaz naturel dans la consommation d´énergie primaire s´est réduite à 23,8% contre 26,6% en 2021.

Les conséquences de la guerre en Ukraine se sont traduites par une nette modification de la structure des importations du gaz naturel. En 2021, environ 52% du gaz naturel provenait de Russie, alors qu´en 2022 ce chiffre est tombé à 22% (BNetzA 2023e). Depuis septembre 2022, plus aucun transport par gazoduc en provenance de Russie vers l´Allemagne n´a eu lieu. La cessation de ces livraisons a été partiellement compensée par une augmentation des importations entre autres via des gazoducs en provenance des Pays-Bas, de la Belgique et de la France. Les plus grandes importations provenaient de la Norvège (environ 33%).

Le charbon (couple lignite/houille) atteint une part totale de 19,8% de la consommation d´énergie primaire contre 18,0% en 2021.

La consommation du lignite augmente de 5,1% en 2022. Le lignite atteint une part de 10% (2021 : 9,1%) de la consommation d´énergie primaire. Environ 90% ont contribué à la production d´électricité. L´augmentation de la part du lignite a compensé la réduction d´autres sources d´énergie et notamment du gaz naturel pour la production de l´électricité et de la chaleur.

La consommation de la houille augmente de 4,8% en 2022. Son utilisation dans les centrales électriques augmente même de plus de 16%, favorisée par la réactivation courant 2022 des centrales à houille en réserve pour assurer la sécurité de l´approvisionnement d´électricité. En revanche, dans l´industrie sidérurgique l´utilisation de la houille a diminué de 6% en raison de l´évolution conjoncturelle. La houille atteint une part de 9,8% (2021 : 8,9%) de la consommation d´énergie primaire.

La part du nucléaire a baissé de près de la moitié en 2022 suite à la fermeture programmée de 4 GW de capacité nucléaire fin 2021. La production du nucléaire atteint une part de 3,2% (2021 : 6,1%) de la consommation d´énergie primaire.

Fig 1 Energie primaire 2022
Figure 1 : Consommation d´énergie primaire selon AG Energiebilanzen (AGEB 2022a)

La part des énergies renouvelables à la consommation d´énergie primaire a augmenté de 4,4% et atteint 17,2% (2021 : 15,7%). Cause principale : une météo favorable pour l´éolien et le photovoltaïque. De plus, la biomasse, dont la part dans les énergies renouvelables est supérieure à 50%, a enregistré une légère augmentation de la consommation comme énergie de substitution notamment dans le secteur du chauffage.

Consommation et production d´électricité

La consommation intérieure brute d´électricité (y compris pertes de réseau et autoconsommation) recule de 3% en 2022 par rapport à 2021 suite aux tendances conjoncturelles au ralentissement, une météo plus clémente et une hausse drastique des prix de l´énergie notamment avec la guerre en Ukraine. Elle atteint avec environ 550 TWh à nouveau le niveau de l´année 2020 marquée par la Covid-19.

Grâce aux conditions météorologiques favorables, les filières renouvelables et notamment l´éolien et le photovoltaïque marquent une production record (AGEB 2022b ; Agora Energiewende 2023).

Sous l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables serait entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation intérieure brute augmente à 46,5%% contre 41,4 en 2021. Conformément aux prescriptions du gouvernement fédéral, il s´agit du taux déterminant pour la réalisation des objectifs en matière d´énergies renouvelables.  La baisse générale de la consommation d´électricité amplifie statistiquement l´effet de l´augmentation de la part des énergies renouvelables.

La production brute d´électricité a également enregistré un net recul par rapport à 2021, cf. figure 2. En revanche le solde d´ exportation d´électricité de l´Allemagne a marqué une hausse (voir plus loin).

La production brute d´électricité baisse d´environ 1,2% à 577 TWh (2021 : 584 TWh). La tendance à la hausse des prix du gaz naturel, déjà perceptible depuis la mi-2021, s´est renforcée de manière significative avec la guerre en Ukraine. Cela a entraîné des changements dans le mix électrique en faveur du charbon.

La part de production brute d´électricité à partir du gaz naturel diminue à 13,4% (77 TWh) en 2022 contre 15,8% en 2021 (92 TWh). La flambée des prix du gaz suite au manque de livraisons de gaz depuis la Russie a entraîné l´utilisation accrue du charbon en substituant la production à partir du gaz naturel.

La part de production d´électricité du couple lignite/houille a augmenté à 31,7% contre 28,2% en 2021. Les centrales au lignite ont produit 117 TWh, cela correspond à une augmentation de la production de plus de 6% par rapport à 2021 (110 TWh).  Les centrales à houille ont fourni 66 TWh, soit une augmentation d´environ 20% par rapport à 2021 (55 TWh). La hausse de production s´explique en partie par la réactivation courant 2022 des centrales à houille en réserve (voir plus loin).

La part de production brute à partir du nucléaire baisse à 6,5% contre 11,8% en 2021 suite à la fermeture programmée de 4 GW de capacité nucléaire fin 2021. Les centrales nucléaires allemandes ont produit 38 TWh bruts, soit environ 45% de moins qu´en 2021 (69 TWh).

Les filières renouvelables enregistrent une hausse de production de plus de 9%. Leur part dans la production brute passe à 44,4%, soit à 256 TWh, contre 40,1% en 2021 (234 TWh). Le nombre élevé d´heures d´ensoleillement sur l´ensemble de l´année et la forte production des éoliennes en janvier et février 2022 ont largement contribué à cette hausse (voir plus loin).

Fig 2 Stromproduktion brutto 2022
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2022 (données entre parenthèses pour 2021) selon (AGEB 2022b)

Le tableau 1 ci-dessous détaille la production brute pour chaque filière en 2022 par rapport à 2021 pour l´ensemble du secteur de l´électricité, y compris la production destinée aux propres besoins de l´industrie et l´autoconsommation individuelle et collective.

Bien que l´éolien (terrestre et maritime) redevienne la première source de production électrique en 2022 et que la part des énergies conventionnelles baisse de plus de 8%, celles-ci continuent à contribuer pour 55% à la production brute. Seulement 51% de la production brute totale sont assurés par des sources décarbonées (renouvelables et nucléaire).

Le photovoltaïque contribue pour presque un quart à la production renouvelable totale. Cette quantité d´électricité comprend non seulement les injections dans le réseau public mais aussi l´autoconsommation.

La production à partir de la biomasse solide, liquide et gazeuse est en légère baisse par rapport à 2021. Malgré cela les sources d´énergies biogènes, en ajoutant la production des centrales à partir de déchets biogènes, ont contribué pour environ un cinquième à la production renouvelable en 2022.

La production d´hydroélectricité, qui a une importance limitée outre-Rhin, baisse d´environ 13% par rapport à 2021 suite à l´extrême faiblesse des précipitations en 2022.

Tabelle 1 evolution production electricite 2021-2022
Tableau 1 : production (hors transfert d´énergie par pompage) et consommation d´électricité 2021 et 2022 selon (AGEB 2022b ; Agora Energiewende 2023)

Depuis 2011 la production renouvelable a plus que doublé, tandis que la production du couple houille/lignite a reculé d´environ 30%. En revanche l´année 2021 marque une inversion de la tendance : le charbon (couple houille/lignite) est à nouveau en hausse, cf. figure 3.

Fig 3 evolution production electricite 2010-2022
Figure 3 : évolution de la production brute des différentes filières depuis 2010 (AGEB 2022b)

La figure 4 montre bien que la hausse célébrée de la production renouvelable ne cache pas le fait que la production nette totale bas-carbone (énergies renouvelables et nucléaire) est en baisse depuis 2020 (AGEB 2022b).

Fig 4 Production co2frei 2022
Figure 4 : évolution de la production nette totale bas-carbone (énergies renouvelables et nucléaires)

Après l´arrêt de la centrale nucléaire de Philippsburg unité 2 fin 2019, les énergies renouvelables n´ont pas été en mesure de pallier la perte de production du nucléaire. Le bilan de la production bas-carbone s´est encore s´aggravé depuis l´arrêt des trois centrales nucléaires fin 2021 et retombe au niveau de 2017.

Parc de production

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

Le pays disposait fin 2022 d´un parc de production d´environ 235 GW nets hors systèmes de stockage (STEP, batteries etc.) dont ~ 87 GW de moyens pilotables conventionnels et ~148 GW d´installations renouvelables (BDEW 2022 ; BNetzA 2022a ; Agora Energiewende 2023 ; UBA 2022).

Pour réduire la consommation de gaz dans le secteur de l´électricité en cas de menace de pénurie de gaz, une « Loi de mise à disposition de centrales électriques de remplacement » (Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz en allemand) est entrée en vigueur mi-2022.  Cette loi prévoit la réactivation, limitée dans le temps jusqu´au 31 mars 2024, des centrales thermiques à flamme (houille, lignite et fioul), situées dans la réserve stratégique, afin qu´elles puissent prendre le relais si l´approvisionnement en gaz est menacé par l´arrêt des livraisons de gaz russe (Allemagne Energies 2022a).

Face aux baisses de livraison de Gazprom, une capacité d´environ 7 GW (5,1 GW de centrales à houille et 1,9 GW de centrales à lignite) a été réactivée courant 2022. Au total environ 79 GW de centrales conventionnelles (y compris les centrales diverses mais hors systèmes de stockage) ont été activement sur le marché électrique fin 2022. La réserve stratégique restante s´élève à 5,6 GW (BNetzA 2022a) et environ 2 GW (gaz, fioul) sont provisoirement arrêtés.

Le tableau 2 détaille l´évolution de la puissance totale nette installée du secteur électrique en 2021 et 2022, hors installation de stockage de l´énergie (stations de transfert d´énergie par pompage (STEP), batteries, etc.).

Tabelle 2 Puissance installee 2021_2022
Tableau 2 : Puissance installée en 2021 et 2022 y compris les centrales de l´industrie servant principalement à l´autoconsommation

Centrales conventionnelles et stockage d´énergie

Centrales nucléaires

En 2022 la puissance installée a baissé à 4,055 GW par suite de l´arrêt de trois centrales nucléaires (4,058 GW) le 31.12.2021 (Allemagne Energies 2022b). Le fonctionnement des trois centrales nucléaires restantes a été prolongé jusqu’au 15 avril 2023 (Allemagne Energies 2022c).

Centrales à houille

Fin 2022 environ 18 GW ont été activement disponibles sur le marché de l´électricité. Courant 2022 une capacité de 5,1 GW a été réactivée et 1,4 GW sont maintenus en réserve stratégique.

Centrales à lignite

Fin 2022 environ 17 GW sont activement disponibles sur le marché de l´électricité. Courant 2022, une capacité de 1,9 GW a été réactivée ce qui correspond à la totalité de la réserve stratégique existante et ~ 0,3 GW ont été arrêtés définitivement.

Centrales à gaz

Fin 2022 environ 30 GW sont activement sur le marché de l´électricité. Une capacité de presque 2 GW a été mise en service.

Environ 1,7 GW ont été fermés ou retirés du marché et environ 2,6 GW sont en réserve stratégique ou font partie du mécanisme de capacité.

Centrales au fioul et divers

Début 2022 environ 8 GW de centrales au fioul et divers (déchets etc.) sont activement sur le marché de l´électricité. Centrales au fioul : sur les 4,8 GW installés environ 1,6 GW sont actuellement en réserve stratégique et 0,2 GW fermés ou retirés du marché.

Stockage d´énergie

L´Allemagne dispose fin 2022 d´une capacité de stockage totale d´environ 13 GW (Agora Energiewende 2023 ; BNetzA 2022a ; ISEA und PSG RWTH Aachen University 2022).

Les STEP (Stations de Transfert d´Énergie par Pompage) y compris les installations au Luxembourg et en Autriche qui injectent de l´électricité directement dans le réseau allemand ont une capacité nette totale de 9,8 GW. La capacité totale des batteries (domestiques et industrielles) s´élève à environ 3,4 GW.

Outre la capacité de stockage (GW), la quantité d´électricité stockée (GWh) est un paramètre important, car la capacité de puissance seule ne fournit pas d´informations sur la durée pendant laquelle cette capacité peut être mobilisée. Il convient de faire la distinction entre la quantité de stockage théorique et la quantité réelle. En effet, de nombreux systèmes de stockage par batterie ne sont pas entièrement déchargeables en mode de fonctionnement normal. Ces données ne sont malheureusement pas suffisamment connues. La quantité de stockage des batteries est estimée à 6 GWh maximal par cycle de charge (Agora Energiewende 2023).

La durée de fonctionnement à pleine charge des stations de pompage-turbinage est également limitée dans le temps en fonction du niveau de remplissage lorsqu´elles sont appelées. La quantité d´énergie stockée maximale actuellement disponible des STEP connectées au réseau allemand correspond à environ 40 GWh par cycle de charge.

Energies renouvelables

La puissance installée des énergies renouvelables a augmenté de 9,6 GW, soit 7% par rapport à 2021, pour passer à 148 GW (cf. tableau 2).  Ce résultat est décevant compte tenu de l´annonce en décembre 2021 par la nouvelle coalition gouvernementale, composée des Sociaux-démocrates (SPD), des Verts (Bündnis 90/Die Grünen) et des Libéraux (FDP), de vouloir apporter un nouveau rythme à la transition énergétique et au développement des énergies renouvelables (Allemagne Energies 2021).

Comme ces dernières années, l´ajout de la capacité photovoltaïque a été nettement plus élevé que celle de l´éolien terrestre : sur les 9,6 GW installés en 2022, environ 75 % (~7,2 GW) sont dus au photovoltaïque. Les 2,4 GW restants se répartissent entre éolien terrestre (2,1 GW) et éolien en mer (0,34 GW).

Notamment le développement de l´éolien terrestre reste avec 2,1 GW nets en 2022 loin des attentes (Windguard 2023).  Le double aurait été nécessaire pour se rapprocher de l´objectif d´une puissance installée de 69 GW fin 2024.

Les résultats des enchères en 2022 n´incitent pas non plus à l´optimisme pour l´avenir : neuf appels d´offres éoliens et solaires sur dix ont été sous-souscrits.

Éolien

Depuis 2019 sur 20 appels d´offres concernant l´éolien terrestre, 16 fois les volumes appelés n´ont pas été atteints. En 2022 un volume de 3,2 GW (70% du volume appelé de 4,5 GW) a été attribué, cf. figure 5. Trois sur quatre appels d´offres ont été sous-souscrits.

Partant du présupposé erroné que la production d´électricité renouvelable devient toujours moins chère en raison des développements technologiques et des effets d´échelle, la politique avait fait intégrer des plafonds pour la rémunération de référence qui ne devaient pas être dépassés.

La guerre en Ukraine, l´inflation, la hausse de prix pour les matières premières (i.e. le cuivre, le ciment) ont rendu la construction des éoliennes tellement plus coûteuse que le plafond de la rémunération de référence de 58 €/MWh, jusqu´à maintenant en vigueur, ne suffit plus. Les derniers appels d´offres montrent les résultats : l´intérêt des investisseurs s´est considérablement réduit.

Fig 5 Auschreibungen Wind Land 2019_2022
Figure 5 : volumes appelés/attribués lors des appels d´offres d´éolien terrestre 2019 à 2022 (Agora Energiewende 2023 ; BNetzA 2023b)

Avec un délai moyen de réalisation de 30 mois entre l´adjudication et la mise en service, les objectifs manqués dans le passé se font maintenant sentir sur leur développement (Allemagne Energies 2022d). Deutsche Windguard estime l´ajout à 2,7 – 3,2 GW en 2023 (Windguard 2023), bien au-dessous des 5,5 GW au moins nécessaires pour atteindre l´objectif de 2024 (69 GW).

Le développement de l´éolien en mer ne progresse pas non plus de manière optimale. La puissance installée atteint 8,1 GW en 2022. Seul le parc éolien « Kaskasi » en Mer du Nord a été connecté au réseau (342 MW nets).  Pour atteindre l´objectif de 2030 il faudrait installer 22 GW en mer en moins de huit ans.

Photovoltaïque

Aucun des six appel d´offres du photovoltaïque n´a permis d´atteindre le volume appelé en 2022, cf. figure 6. L´Agence Fédérale des Réseaux avait appelé un volume de 4,8 GWc (3,1 GWc au sol et 1,7 GWc sur toiture). Le volume attribué pour les installations au sol s´élève à 2,4 GWc et pour celles sur toiture à 0,5 GWc (30% du volume appelé). Pour atteindre l´objectif de la Loi EEG 2023 (88 GW en 2024) il faudrait ajouter au moins 11 GW en 2023.

Fig 6 Ausschreibungen solar 2019_2022
Figure 6 : volumes appelés/attribués lors des appels d´offres du photovoltaïque 2019 à 2022 (Agora Energiewende 2023 ; BNetzA 2023b)

Les objectifs manqués des enchères laissent présager un développement en deçà des besoins dans les années à venir. L´écart entre les objectifs ambitieux et le développement réel se creuse toujours plus. Les mesures décidées par le gouvernement en 2022 (Allemagne Energies (2022f) ne suffiront pas à atteindre l´objectif de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité d´ici 2030.

L´électricité verte devient plus chère

Dans le but de rendre plus attractive la participation aux enchères pour l´éolien terrestre et le photovoltaïque, le Parlement a donné mi-décembre 2022 le feu vert pour une augmentation de la rémunération de référence. A partir de 2023 elle sera augmentée de 25% pour chaque filière, soit 73,50 €/MWh pour l´éolien terrestre, 112,50 €/MWh pour le photovoltaïque sur toiture (BNetzA 2022b) et 73,70 €/MWh pour le photovoltaïque au sol (BNetzA 2023f).

C´est un revirement dans l´histoire de la transition énergétique : après plus de vingt ans de baisse constante du prix de l´électricité verte, elle augmente pour la première fois à partir de 2023. Après la suppression du soutien aux énergies renouvelables (EEG-Umlage) mi-2022, il n´est plus prélevé directement par le consommateur mais c´est l´État qui assure entièrement le financement.

L´avenir nous dira si suffisamment d´investisseurs s´intéresseront maintenant aux enchères.

Relation entre puissance installée et production réalisée

La figure 7 montre pour chaque filière la relation entre la puissance installée et la production réalisée en 2022 (BDEW 2022 ; AGEB 2022b). Les énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) représentent presque deux tiers de la puissance nette totale installée. Cependant, leur contribution à la production nette d´électricité – lissée sur l´année – s´élève à un tiers seulement. Cela correspond à un facteur de charge moyen[1] d´environ 16%, sans toutefois apporter une contribution durable à la sécurité d´approvisionnement car la production est très fluctuante au cours de l´année.

Fig 7 Capacite_production en pourcent 2022
Figure 7 : puissance nette installée et production nette en pourcentage en 2022 (hors installations de stockage d´énergie)

A titre de comparaison, le nucléaire allemand, représentant environ 1,7% de la puissance installée, a produit 6% nets de l´électricité. Cela correspond à un facteur de charge moyen de plus de 92%.

Faits marquants des énergies renouvelables intermittentes en 2022

Grace aux conditions météorologiques très favorables la production éolienne et photovoltaïque a augmenté en 2022 (voir tableau 1).  La forte production éolienne en janvier et février 2022 (voir figure 8) et le nombre élevé d´heures d´ensoleillement sur l´ensemble de l´année (voir figure 9) ont largement contribué à cette hausse (DWD 2022).

Fig 8 Jahresverlauf Wind_2022
Figure 8 : fluctuation mensuelle de la production éolienne en 2021 et variation en pourcentage par rapport à 2020 (BDEW 2022)

Avec 2025 heures d´ensoleillement en 2022 en moyenne sur l´ensemble du pays, l´Allemagne a connu une année record. C´est près de 30 % de plus que la moyenne historique 1961 – 1990 (1544 heures par an). Dans le sud-ouest du pays, l´ensoleillement a même dépassé les 2300 heures.

En revanche la production hydroélectrique a reculé de plus de 13% par rapport à 2021 en raison de la sécheresse exceptionnelle. L´été 2022, le déficit de pluie atteint près de 40% par rapport à la moyenne historique (DWD 2022).

Fig 9 Jahresverlauf Solar_hydro 2022
Figure 9 : fluctuation mensuelle de la production photovoltaïque et hydroélectrique en 2021 et variation en pourcentage par rapport à 2020 (BDEW 2022)

Outre de nombreux épisodes de faible production éolienne et photovoltaïque au cours de l´année, une forte variabilité inter-saisonnière et interannuelle des sources renouvelables intermittentes a été à nouveau mise en évidence en 2022.

Échanges transfrontaliers d´électricité

Pour un pays donné, le solde total des échanges physiques et contractuels devrait, dans l´idéal, être le même. Il convient toutefois de noter qu´en raison de la situation centrale de l´Allemagne en Europe, une certaine partie des flux physiques transfrontaliers sont des flux de transit et des flux en boucle.

Les échanges transfrontaliers dépendent non seulement de l´offre et de la demande, mais aussi des prix de l électricité dans les pays voisins. Les prix de gros sur le marché day-ahead de chaque pays sont le résultat de cette interaction.

Le solde exportateur d´électricité de l´Allemagne augmente à presque 27 TWh (2021 : ~19 TWh) en hausse pour la première fois depuis 2017 (AGEB 2022b). Les importations marquent une légère baisse à 49 TWh tandis que les exportations augmentent d´environ 7% à 75 TWh. Les principales raisons sont l´augmentation de la production d´électricité à partir des filières renouvelables et du charbon en Allemagne ainsi que les changements dans le mix de production d´électricité en Europe.

C´est vers l´Autriche que le solde exportateur a été le plus important, mais c´est surtout vers la Suisse et la France que les exportations ont augmenté, tandis que les importations ont augmenté en provenance du Danemark, de la Norvège et de la Suède.

Fig 10 export _ import 2022
Figure 10 : solde des échanges transfrontaliers d´électricité en TWh

Le solde exportateur des échanges commerciaux entre l´Allemagne et la France a plus que doublé en faveur de l´Allemagne en passant à 15,3 TWh en 2022 contre 6,5 TWh en 2021. Principalement en raison de la faible disponibilité des centrales nucléaires françaises en 2022 selon l´Agence Fédérale des Réseaux (BNetzA 2023a).

Modernisation des réseaux de transport

Le développement des réseaux de transport et de distribution est crucial pour la transition énergétique. Les gisements de vent, dans le nord du pays, étant géographiquement distants des grands centres de consommation dans l´ouest et sud industriel, l´épine dorsale est constituée par plusieurs tracés nord – sud en courant continu afin de limiter les congestions (Allemagne Energies 1).

Le plan actuel du réseau de transport prévoit 14.044 km terrestres (nouvelles lignes et renforcement des lignes existantes) à l´horizon de 2035, date à laquelle un approvisionnement en électricité quasi climatiquement neutre est visé par le gouvernement. Seuls 16,3% (2.292 km) étaient réalisés à la fin du troisième trimestre 2022, 1.178 km ont reçu l´autorisation de construction ou sont en construction (BNetzA 2023c).

La mise en service des tracés nord-sud en courant continu d´une capacité de 6 GW, initialement prévue en 2025/2026, a été reportée de deux ans à 2027/2028.

Le développement des réseaux de distribution est également d´une grande importance pour la mise en œuvre de la transition énergétique. La majorité des installations d´énergies renouvelables décentralisées y est raccordée. De plus, l´électrification des autres secteurs de l´économie conduit à la croissance rapide des nouveaux consommateurs connectés majoritairement au réseau de distribution. 

Coûts d´interventions pour éviter la congestion du réseau de transport

L´injection accrue d´électricité renouvelable intermittente dans le nord du pays a provoqué un net déséquilibre géographique entre la production éolienne dans le nord et les centres de consommation du sud et de l´ouest du pays. De forts flux nord – sud d´électricité apparaissent en cas d´injection importante d´électricité éolienne dans le nord de l´Allemagne et, parallèlement, d´une forte demande d´électricité et d´une très faible injection de photovoltaïque dans le sud du pays. Ces situations conduisent souvent à une congestion du réseau et entraînent une hausse des coûts des actions correctives depuis 2015 en raison de la lente modernisation du réseau électrique (Allemagne Energies 1).

Les coûts des actions d´équilibrage menées par les Gestionnaires du Réseau de Transport (GRT) étaient déjà en forte hausse en 2021, s´élevant à presque 2,3 Md€, cf. figure 11. En cause la sortie du nucléaire, l´injection accrue d´électricité renouvelable intermittente et l´augmentation des prix de gros au deuxième semestre 2021 (Allemagne Energies 2022e).

Fig 11 Netzengpassmassnahmen
Figure 11 : évolution des coûts de stabilisation du réseau

Les coûts de stabilisation du réseau ont augmenté au cours du premier semestre 2022 à environ 2,2 Mds€ et atteignent presque les coûts de l´année précédente (BNetzA 2023d). Cette forte augmentation des coûts est principalement due à la hausse significative des prix de gros (voir plus loin). Ces coûts sont supportés par le consommateur par le biais du tarif d´utilisation du réseau.

Les prix élevés du marché de gros ont entraîné une forte hausse des coûts du redispatching (réduction de la production d´électricité dans le nord et augmentation dans le sud de l´Allemagne dans le but de modifier les flux physiques afin de réduire les congestions du réseau de transport) et du countertrading (mesure commerciale consistant en la modification du plan de production de deux installations de façon symétrique – augmentation pour l´un et diminution pour l´autre – permettant également de modifier les flux physiques sur le réseau de transport).

Les coûts pour des centrales en réserve, réactivées ou en attente d´une réactivation pour fournir l´électricité de redispatching manquante, sont également en forte hausse au premier semestre 2022. En revanche, les coûts de compensation pour l´écrêtement de la production d´énergies renouvelables et de la cogénération sont en net recul. Cependant, au cours du premier semestre, environ 5,4 TWh de production renouvelable (notamment la production des éoliennes maritimes et terrestres) ont dû être écrêtés contre 3,4 TWh dans la même période de l´année précédente.

L´Agence Fédérale des Réseaux n´a pas encore publié les chiffres pour le deuxième semestre 2022 mais il n´est pas exclu que les coûts de stabilisation du réseau pour l´année 2022 dépassent les 4 Mds€.

En attendant la mise en service des tracés nord – sud en courant continu, le manque de moyens pilotables dans le sud de l´Allemagne, nécessaire pour redispatching ou countertrading, risque d´accroitre encore les flux d´électricité entre le nord et le sud du pays dans l´avenir. De plus, la compensation de la puissance réactive manquante, nécessaire pour le maintien de la tension dans les réseaux de transport, doit être assurée.

Deux des trois centrales nucléaires encore au réseau jusqu`au 15 avril 2023 se situent en Allemagne du sud. A cela se rajoutera à terme la fermeture programmée des centrales à houille dans le centre et le sud.

Pour l´équilibrage du réseau en situation dégradée, l´Agence Fédérale des Réseaux a décidé la construction de turbines à combustion (4 sites dans le sud du pays d´une puissance totale de 1200 MW). Leur mise en service est prévue en 2023, cf. annexe 2 (Allemagne Energies 2). 

Émissions de gaz à effet de serre

Sevrée du gaz russe dont l´Allemagne était fortement dépendante, le recours accru au charbon et au pétrole pour remplacer le gaz naturel a contrecarré les objectifs climatiques en 2022. Les émissions de gaz à effet de serre stagnent au niveau de 2021 malgré une baisse de la consommation d´énergie primaire de presque 5% (voir plus haut).

Les émissions de gaz à effet de serre se situent selon les estimations provisoires à 758 ± 3 Mt CO2éq (2021 : 759 Mt CO2éq) selon (AGEB 2022a ; Agora Energiewende 2023). L´objectif national pour 2022, fixé par la Loi sur la Protection du Climat à 756 Mt CO2éq, risque d´être manqué. L´Allemagne prend du retard sur ses ambitions d´une réduction de 65% d´émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 par rapport à 1990.

Le secteur de l´énergie enregistre une hausse des émissions d´environ 5% pour atteindre 260 Mt CO2éq (2021 : 245 Mt CO2éq). Il manque de peu sa cible sectorielle de 2022, fixée à 257 Mt CO2éq par la Loi sur la Protection du Climat.

Les émissions CO2 liées à la production d´électricité sont avec ~ 224 Mt CO2éq (2021 : 213 Mt CO2éq) la raison principale pour l´augmentation des émissions du secteur de l´énergie. L´intensité carbone est estimée à 0,41 kg CO2éq /kWh (2021 : 0,38 kg CO2éq /kWh) selon (BDEW 2022). En cause le recours accru aux centrales à charbon qui a partiellement compensé le recul de la production nucléaire (arrêt de 4 GW fin 2021) et de la production à partir du gaz. En revanche la hausse des émissions a été atténuée par l´augmentation de la production renouvelable.

Pour les objectifs climatiques conformément à la loi sur la protection du climat, c´est le secteur de l´énergie et non pas le secteur électrique qui est déterminant. Outre les émissions de la production d´électricité, le secteur de l´énergie comprend les émissions du chauffage urbain, des raffineries et les émissions diffuses, par exemple des gazoducs.

Dans le secteur de l´industrie, les émissions ont baissé d´environ 11 Mt CO2éq, soit environ 6% par rapport à l´année précédente (2021 : 184 Mt CO2éq). Les prix élevés du gaz naturel dans plusieurs secteurs industriels ont été déterminants pour le bilan des émissions. Avec environ 173 Mt CO2éq, le secteur se situe en dessous de la limite fixée par la Loi sur la Protection du Climat (177 Mt CO2éq).

En revanche, les objectifs sectoriels fixés pour 2022 n´ont pas été atteints dans les secteurs du bâtiment et des transports.

Pour le secteur du bâtiment c´est la troisième fois consécutive. Bien que les émissions dans ce secteur aient reculé à 113 Mt CO2éq (2021 : 118 Mt CO2éq), l´objectif sectoriel de 108 Mt CO2éq pour 2022 a été légèrement dépassé. La baisse des émissions est essentiellement due à des effets météorologiques et à la réduction temporaire de la consommation du gaz naturel et n´est donc pas durable.

L´objectif fixé pour le secteur des transports de 139 Mt n´a pas été atteint en 2022. Le secteur a émis 150 Mt CO2éq soit 3 Mt de plus qu´en 2021 (147 Mt CO2éq). Encore influencée en 2020 et 2021 par des activités économiques réduites en raison de la Covid-19, l´augmentation des émissions en 2022 s´explique principalement par une normalisation du trafic routier et ferroviaire.

La figure 12 montre l´évolution entre 2010 et 2022 des émissions allemandes de gaz à effet de serre contenues dans le « panier de Kyoto » en millions de tonnes de CO2éq par an et les objectifs de 2030 selon la Loi sur la Protection du Climat. Source des valeurs : (AGEB 2022a ; Agora Energiewende 2023 ; BDEW 2022 ; UBA 2023).

Fig 12 emission 2022
Figure 12 : évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an (hors secteur des terres et forêts – UTCATF) et objectif 2030

Pour atteindre les objectifs de 2030, il faudra désormais réduire les émissions de 58% dans les huit prochaines années. Entre 2010 et 2022 la réduction des émissions de gaz à effet de serre était inférieure à 20% malgré des investissements importants dans les énergies renouvelables.

Suite à la réactivation des centrales à houille et lignite au moins jusqu´à fin mars 2024, conjuguée à l´arrêt des trois dernières centrales nucléaires (une production d´environ 30 TWh bas carbone) mi-avril 2023, l´espérance d´une réduction des émissions de gaz à effet de serre en 2023 s´amenuise. 

Evolution des prix sur le marché de gros de l´électricité

En 2022, le niveau des prix de gros de l´électricité en Allemagne a plus que doublé par rapport à 2021, alors que les prix avaient déjà triplé en 2021 par rapport à 2020 (BNetzA 2023a ; FFE 2023).

Dès septembre 2021, le prix sur le marché de gros de l´électricité avait augmenté. Cette tendance s´est poursuivie et s´est renforcée suite à la guerre en Ukraine.

La hausse du prix est liée à plusieurs facteurs : a flambée du coût des quotas de CO2 (le prix moyen a augmenté d´environ 50% en 2022 par rapport à 2021), mais aussi la forte montée du prix de gros du gaz naturel.

L´évolution du prix du gaz en 2022 a été largement tributaire de la politique russe de livraison de gaz vers l´Allemagne et l´Europe. Les réactions du marché n´ont pas toujours été rationnelles.

Ainsi, début mars, le prix de gros du gaz a connu un premier pic à 220 €/MWh. Par rapport au prix moyen d´un peu plus de 24 €/MWh entre 2019 et 2021, cela représente presque un décuplement du prix. Au cours des mois suivants, les livraisons de gaz russe ont été réduites à de nombreuses reprises, pour finalement être totalement interrompues début septembre 2022. Le prix de gros du gaz atteint son plus haut niveau fin août avec 316 €/MWh (BNetzA 2023e), ce qui a également entraîné le prix de l´électricité le plus élevé de l´année, cf. figure 13 et tableau 3.

En conséquence, l´avantage en termes de coûts des centrales à gaz, résultant de leur besoin moindre en certificats de CO2, a été masqué par l´envolée des prix du gaz et a augmenté leurs coûts marginaux de production selon le bureau d´études FfE (Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH). La hausse du prix du gaz s´est donc répercutée sur celui de l´électricité (figure 13) car, selon la logique du « merit order », le prix de gros de l´électricité est déterminé par les coûts marginaux de la dernière centrale appelée pour assurer l´équilibre entre l´offre et la demande (FFE 2023).

En revanche, les coûts marginaux des centrales à gaz ne fixent pas à tout moment le prix journalier de gros de l´électricité. D´autres filières de production peuvent aussi influencer la logique du « merit order. »  En particulier, l´influence des énergies renouvelables intermittentes (éolienne et photovoltaïque) n´est pas négligeable avec des prix très faibles, voire négatifs, sur le marché. Par exemple, fin décembre 2022, lors d´une forte production éolienne et d´une faible demande d´électricité, le prix journalier de l´électricité sur le marché de gros a été nettement inférieur aux coûts marginaux des centrales à gaz, cf. figure 13.

Fig 13 GasPreis 2022
Figure 13 : évolution des coûts marginaux des centrales à gaz (rendement de 40 à 60%) et des centrales à houille (rendement de 35 à 45%) résultant des prix des combustibles et du prix du CO2, par rapport au prix journalier sur le marché de gros de l´électricité en 2022

Le prix de gros moyen a dépassé les 300 €/MWh en juillet et en septembre et a même atteint 465,18 euros/MWh en août (BNetzA 2023a). A partir d´octobre 2022, le prix de gros moyen a de nouveau baissé en raison d´une consommation d´électricité en baisse. De plus, les énergies renouvelables ont contribué pour une part plus importante à la production totale et, au dernier trimestre 2022, plusieurs centrales au charbon ont été réactivées sur le marché, augmentant ainsi l´offre sur le marché de gros.

La figure 14 montre les moyennes annuelles de 2019 à 2022 des prix journaliers (dit « day-ahead ») sur le marché de gros pour la zone Allemagne/Luxembourg (BNetzA 2023a).

Fig 14 Prix spot 2019_2022
Figure 14 : moyennes annuelles de 2019 à 2022 des prix journaliers sur le marché de gros de l´électricité pour la zone Allemagne/Luxembourg

Le tableau 3 montre, pour la période de 2019 à 2022, les prix de gros extrêmes pour la zone Allemagne/Luxembourg selon (BNetzA 2023a).

En 2022, le prix de gros le plus élevé de l´année a été enregistré le lundi 29 août entre 19h et 20h avec 871,00 €/MWh. Dans cette plage horaire, la forte consommation d´électricité a coïncidé avec une faible production des énergies renouvelables intermittente, rendant nécessaires une production conventionnelle accrue et une importation nette de l´ordre de 5 GW.

Le prix de gros le plus bas a été enregistré avec – 19,04 €/MWh le dimanche 20 mars 2022 entre 13h et 14h. Dans cette plage horaire, la production renouvelable a couvert presque entièrement la consommation. De plus, l´Allemagne a exporté 15 GW nets.

Tabelle 3 prix spot 2022
Tableau 3 : Moyennes annuelles des prix de gros de l´électricité pour la zone Allemagne/Luxembourg

Bien que le volume négocié sur les bourses ne représente qu´une fraction du volume total des échanges commerciaux, les marchés journalier (day-ahead) de l´EPEX SPOT pour une livraison d´électricité le jour suivant sont considérés comme un indicateur des prix. Une fourchette de prix de -500 €/MWh à 4 000 €/MWh est définie pour le négoce « day-ahead » (EPEX SPOT 2022). 

Episodes de prix négatifs au marché journalier

Depuis plusieurs années le marché de gros en Allemagne est confronté à des épisodes de prix négatifs. Dans ces situations, les vendeurs payent les acheteurs, ce qui constitue une situation de marché singulière. Ces situations apparaissent en particulier en cas de forte production d´électricité d´origine renouvelable mais de faible demande, situations au cours desquelles certains moyens de production conventionnelle ne peuvent pas fonctionner en deçà d´un minimum technique.

En 2019 et 2020, l´augmentation des épisodes à prix négatifs a été un sujet majeur. En 2020 le nombre de pas horaires à prix négatifs a battu un record avec 298.

Depuis 2021, le nombre de pas horaires à prix négatifs a diminué en raison d´une flexibilité croissante du système électrique allemand et de la forte augmentation des prix de gros de l´électricité.

En 2022, il n´y eu que 69 heures de prix négatifs, cf. figure 15. Durant ces heures, le prix négatif moyen de -2 €/MWh était nettement plus faible que les années précédentes, où il se situait autour de -15 €/MWh (FFE 2023).

Fig 15 Nombre heures prix negatif 2019_2022
Figure 15 : pas horaires à prix négatifs par trimestre sur le marché journalier entre 2019 et 2022 (BNetzA 2023a)

Alors que les exploitants d´une centrale conventionnelle doivent prendre à leur charge les frais des prix négatifs, la situation des producteurs d´énergies renouvelables dépend de la taille et de la date de mise en service des installations.

La réglementation en vigueur depuis 2017 prévoit la suspension de la rémunération si le prix de gros affiche une valeur négative pendant au moins six heures sans interruption pour les éoliennes > 3 MW et les autres installations d´énergies renouvelables > 500 kW mises en service à partir de 2016. Dans ce cas les exploitants ne recevront plus le complément de rémunération rétroactivement à partir de la première heure de prix négatif.

Dans le cadre de l´avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables, entré en vigueur début 2021 (EEG 2021), la suspension de la rémunération des nouvelles installations d´énergies renouvelables > 500 kW (exception faite des éoliennes pilotes) intervient si le prix de gros affiche une valeur négative pendant au moins quatre heures sans interruption. Il s´agit d´un durcissement de la réglementation de 2017 qui reste toutefois en vigueur pour les installations mises en service avant 2021.

Selon le bureau d´études FfE la valeur du marché des prix négatifs est estimée à environ 580 M€ pour la période de 2017 à 2021 (FFE 2022), soit environ 116 M€ par an en moyenne. Ce montant est dérisoire par rapport au montant annuel global d´électricité négocié à la bourse.   

Projets phares du tournant énergétique en 2022 

Les projets phares du tournant énergétique allemand en 2022 étaient :

Adoption d´un ensemble de mesures de presque 300 milliards d´Euros pour atténuer l´impact de la crise énergétique

La forte hausse des prix de l´énergie a conduit à une situation de crise et fut un facteur déterminant de l´inflation, qui a dépassé temporairement les 10% en Allemagne. Le gouvernement a donc été contraint d´adopter un ensemble de mesures urgentes, temporaires et exceptionnelles de nature économique afin de faire face à ses effets insupportables pour les consommateurs et les entreprises (Allemagne Energies 2022g).

Les mesures de l´État allemand représentent presque 300 Mds€. L´objectif : soutenir les citoyens pendant cette période difficile, conséquence de la guerre en Ukraine, et préserver les emplois. Elles les inciteront simultanément à réduire leur consommation.

Pour atténuer la flambée des prix de l´énergie et l´impact de l´inflation, le gouvernement a adopté depuis le printemps 2022 trois trains de mesures, qui représentent des allègements à hauteur totale de 95 Mds€.

De plus, pour limiter l´impact de l´envolée des coûts énergétique pour les ménages et les entreprises, le Parlement (Bundestag) et le Conseil Fédéral (Bundesrat) ont autorisé en octobre 2022 des nouveaux crédits pour un bouclier de défense économique doté de 200 Mds€.

La principale mesure est le plafonnement temporaire des prix du gaz, de la chaleur et de l´électricité. Elle est partiellement financée par le prélèvement sur les bénéfices exceptionnels des producteurs d´électricité et des entreprises des secteurs du pétrole brut, du gaz naturel, du charbon et du raffinage conformément au règlement de l´Union Européenne 2022/1854 du 6 octobre 2022.

Les modalités du bouclier tarifaire pour le gaz, la chaleur et l´électricité sont réglées dans deux lois séparées qui ont reçu le feu vert du Parlement (Bundestag) le 15 décembre 2022 et du Conseil Fédéral (Bundesrat) le 16 décembre 2022.

Adoption d´un paquet législatif visant à accélérer le développement des énergies renouvelables et à renforcer la sécurité d´approvisionnement en énergie

Adoption en juillet 2022 d´un paquet législatif de presque 600 pages visant à accélérer le développement des énergies renouvelables et à renforcer la sécurité d´approvisionnement en énergie. La mesure phare de ce paquet est l´amendement à la Loi sur les Énergies Renouvelables (EEG 2023) du secteur électrique (Allemagne Energie 2022f ; Allemagne Energies 3).

Les objectifs à l´horizon de 2030 ont été fortement rehaussés par rapport au gouvernement sortant, soit 360 GW au total (éolien terrestre : 115 GW, éolien en mer : 30 GW, photovoltaïque : 215 GW).

Mesures en faveur de la sécurité de l´approvisionnement d´électricité

Suite à la menace de pénurie d´énergie, née de la guerre en Ukraine, des mesures en faveur de la sécurité de l´approvisionnement d´électricité ont été prises : prolongation du fonctionnement des 3 dernières centrales nucléaires jusqu´à mi-avril 2023 (Allemagne Energies 2022c) et réactivation temporaire des centrales à houille, lignite et fioul en réserve jusqu´à fin mars 2024, tout en maintenant l´objectif de l´abandon du charbon en 2030 (Allemagne Energies 2022a).

Développement de la politique énergétique et perspectives 2023

En 2022 la gestion de la crise à court terme a déterminé l´agenda politique en faveur de la sécurité énergétique, en partie au détriment des objectifs climatiques.

Les efforts coûteux pour réduire durablement les émissions de CO₂ piétinent actuellement. Les émissions dues à la production d´électricité à partir du charbon sont à la hausse depuis l´arrêt de livraison du gaz russe bon marché.

Le déni de réalité dans la stratégie allemande de transition énergétique a atteint des proportions inquiétantes. En réaction à l´accident de Fukushima, déclenché à la suite d´un séisme et d´un tsunami, le gouvernement allemand avait accéléré la sortie du nucléaire. Et comme le gouvernement, même après l´occupation de la péninsule de Crimée en 2014, a considéré la Russie comme un partenaire fiable, l´Allemagne est devenu fortement dépendante de son gaz.

En vue de la sortie du nucléaire et du charbon, le gouvernement avait initialement prévu, pour suppléer aux aléas des énergies renouvelables intermittentes, la construction de nouvelles centrales à gaz d´ici 2030. Celles-ci seraient exploitées à terme de manière neutre en carbone grâce à l´hydrogène pour atteindre les objectifs climatiques ambitieux. Mais en absence du gaz russe bon marché, la construction de ces centrales n´est pas rentable actuellement (Allemagne Energies 2023). Jusqu´à maintenant aucune décision n´est prise ni sur leur capacité nécessaire ni sur leur financement.

Après la sortie définitive du nucléaire en avril 2023, il manquera environ 30 TWh supplémentaires de production bas-carbone dans le réseau électrique. Le développement de l´éolien et du photovoltaïque se poursuit trop lentement et n´a pas été en mesure depuis 3 ans de suppléer la perte de production du nucléaire sans parler des jours où le vent et le soleil sont faibles.

La devise du gouvernement semble être la suivante : « Il est plus important de bien choisir ses objectifs que de les atteindre ». Les 360 GW maintenant visés en 2030 pour l´éolien et le photovoltaïque nécessitent un triplement de la puissance installée dans les huit prochaines années, soit un ajout annuel d´au moins 26 GW contre 6 GW/an en moyenne entre 2000 et 2022.

De plus, l´objectif pour 2035 de presque 100% d´énergies renouvelables pour la production d´électricité implique, en une décennie, des paris technologiques lourds comme une bascule vers l´hydrogène et la mise à disposition de moyens suffisants de stockage d´énergie.

Avec la sortie du nucléaire, le gouvernement fait le deuxième pas avant le premier en arrêtant des centrales fiables et bas carbone. Les déclarations publiques des ministres responsables sur la garantie d´un approvisionnement énergétique sûr et abordable misent sur le principe de l´espoir. Les risques et problèmes, comme par exemple la faible résilience du système électrique à des aléas climatiques, ne sont pas pris en compte. Au pied du mur, les prochaines années détermineront si le gouvernement allemand parviendra à entamer la transition vers la neutralité climatique en 2045. Face à la crise climatique qui s´aggrave, déjà les décisions à prendre en 2023 seront d´une grande importance.


1) Le facteur de charge est le rapport entre l’énergie électrique effectivement produite par une unité de production sur une période donnée et l’énergie qu’elle aurait produite si elle avait fonctionné à sa puissance maximale durant la même période 

Références 

AGEB (2022a) Energieverbrauch fällt 2022 auf niedrigsten Stand seit der Wiedervereinigung. Communiqué de Presse du 20.12.2022. AG Energiebilanzen e.V. En ligne : https://ag-energiebilanzen.de/energieverbrauch-faellt-2022-auf-niedrigsten-stand-seit-der-wiedervereinigung/.

AGEB (2022b) Stromerzeugung nach Energieträgern (Strommix) von 1990 bis 2022 (in TWh) Deutschland insgesamt (Datenstand Dezember 2022). AG Energiebilanzen e.V. En ligne : https://ag-energiebilanzen.de/.

Agora Energiewende (2023) Die Energiewende in Deutschland: Stand der Dinge 2022. Agora Energiewende. En ligne : https://www.agora-energiewende.de/projekte/die-energiewende-in-deutschland-stand-der-dinge-2022/.

Allemagne Energies (1) Le tournant énergétique allemand. Allemagne Energies. En ligne : https://allemagne-energies.com/tournant-energetique/.

 Allemagne Energies (2) Historique de la sortie du nucléaire en Allemagne. Allemagne Energies. En ligne : https://allemagne-energies.com/sortie-du-nucleaire/.

Allemagne Energies (3) Énergies renouvelables : de nombreux défis. Allemagne Energies. En ligne : https://allemagne-energies.com/energies-renouvelables/.

Allemagne Energies (2021) Le nouveau gouvernement allemand veut accélérer la transition énergétique. Allemagne Energies. En ligne : https://allemagne-energies.com/2021/12/08/le-nouveau-gouvernement-allemand-veut-accelerer-la-transition-energetique/.

Allemagne Energies (2022a) Retour au charbon dans la production électrique pour baisser la consommation de gaz. Allemagne Energies. En ligne : https://allemagne-energies.com/2022/06/11/retour-au-charbon-dans-la-production-electrique-pour-baisser-la-consommation-de-gaz/.

Allemagne Energies (2022b) Allemagne : arrêt définitif de trois centrales nucléaires le 31 décembre 2021. Allemagne Energies. En ligne : https://allemagne-energies.com/2022/01/02/allemagne-arret-definitif-de-trois-centrales-nucleaires-le-31-decembre-2021/.

Allemagne Energies (2022c) Prolongation des trois dernières centrales nucléaires allemandes sur décision du Chancelier – Modification de la Loi Atomique adoptée par le conseil des ministres. Allemagne Energies. En ligne : https://allemagne-energies.com/2022/10/20/prolongation-des-trois-dernieres-centrales-nucleaires-allemandes-sur-decision-du-chancelier-modification-de-la-loi-atomique-adoptee-par-le-conseil-des-ministres/.

Allemagne Energies (2022d) Le développement de l´éolien terrestre ne décolle pas. Allemagne Energies. En ligne : https://allemagne-energies.com/2022/11/03/le-developpement-de-leolien-terrestre-ne-decolle-pas/.

Allemagne Energies (2022e) Forte hausse en 2021 des coûts d´intervention pour éviter la congestion du réseau de transport. Allemagne Energies. En ligne : https://allemagne-energies.com/2022/05/15/les-couts-dinterventions-pour-eviter-la-congestion-du-reseau-de-transport-ont-depasse-les-23-mde-en-2021/.

Allemagne Energies (2022f) L´Allemagne vise un approvisionnement en électricité presque 100% renouvelable d´ici 2035. Allemagne Energies. En ligne : https://allemagne-energies.com/2022/03/07/lallemagne-vise-un-approvisionnement-en-electricite-presque-100-renouvelable-dici-2035/.

Allemagne Energies (2022g) Allemagne : presque 300 milliards d´Euros pour atténuer l´impact de la crise énergétique. Allemagne Energies. En ligne : https://allemagne-energies.com/2022/12/19/allemagne-presque-300-milliards-deuros-pour-attenuer-limpact-de-la-crise-energetique/.

Allemagne Energies (2023) La sortie du charbon nécessite la construction préalable de nouvelles centrales à gaz. Allemagne Energies. En ligne : https://allemagne-energies.com/2023/01/05/la-sortie-du-charbon-necessite-la-construction-prealable-de-nouvelles-centrales-a-gaz/.

BDEW (2022) Jahresbericht: Die Energieversorgung 2022. Erdgasversorgung durch Ukrainekrieg in Turbulenzen – Günstige Witterung führt zu mehr Strom aus Erneuerbaren Energien. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW). En ligne : https://www.bdew.de/service/publikationen/jahresbericht-energieversorgung-2022/.

BNetzA (2022a) Kraftwerkliste. Situation 25.11.2022. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/start.html.

BNetzA (2022b) Festlegung der Höchstwerte für Ausschreibungen für Wind an Land und Aufdach-Solaranlagen für 2023. Communiqué de presse du 27.12.2022. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2022/20221227_Hoechstwerte.html.

BNetzA (2022b) Festlegung der Höchstwerte für Ausschreibungen für Wind an Land und Aufdach-Solaranlagen für 2023. Communiqué de presse du 27.12.2022. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2022/20221227_Hoechstwerte.html.

BNetzA (2023a) Bundesnetzagentur veröffentlicht Daten zum Strommarkt 2022. Communiqué de Presse du 04.01.2023. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2023/20230104_smard.html;jsessionid=9504403AB813CD304304C885735DD056.

BNetzA (2023b) Ausschreibungen für EE- und KWK-Anlagen. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Ausschreibungen/start.html.

BNetzA (2023c) Netzausbau. Monitoringbericht. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.netzausbau.de/Vorhaben/uebersicht/report/de.html.

BNetzA (2023d) Netzengpassmanagement. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/Netzengpassmanagement/start.html.

BNetzA (2023e) Bundesnetzagentur veröffentlicht Zahlen zur Gasversorgung 2022. Communiqué de presse du 06.01.2023. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2023/20230106_RueckblickGasversorgung.html?nn=265778.

BNetzA (2023f) Festlegung der Höchstwerte für Freiflächen-Solaranlagen für 2023. Communiqué de presse du 23.01.2023. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2023/20230123_SolarEEG.html?nn=265778.

DWD (2022) Deutschlandwetter im Jahr 2022. Communiqué de presse du 30.12.2022. Deutscher Wetterdienst. En ligne: https://www.dwd.de/DE/presse/pressemitteilungen/DE/2022/20221230_deutschlandwetter_jahr2022_news.html?nn=495078.

EPEX SPOT (2022) Trading Brochure. EPEX SPOT. En ligne : https://www.epexspot.com/en/downloads#trading-products.

FFE (2022) Deutsche Strompreise an der Börse EPEX Spot in 2021. Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH. En ligne : https://www.ffe.de/veroeffentlichungen/deutsche-strompreise-an-der-boerse-epex-spot-in-2021/.

FFE (2023) Deutsche Strompreise im Jahr 2022 an der Börse EPEX Spot. Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH. En ligne : https://www.ffe.de/veroeffentlichungen/deutsche-strompreise-an-der-boerse-epex-spot-im-jahr-2022/.

ISEA und PSG RWTH Aachen University (2022) Battery charts. Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische. En ligne : https://www.battery-charts.de/.

UBA (2022) Mehr grüner Strom und mehr erneuerbare Wärme im Jahr 2022. Umweltbundesamt. En ligne : https://www.umweltbundesamt.de/themen/mehr-gruener-strom-mehr-erneuerbare-waerme-im-jahr.

UBA (2023) Finale Treibhausgasbilanz 2021: Emissionen sanken um 39 Prozent gegenüber 1990 – EU-Klimaschutzvorgaben werden eingehalten. Communiqué de presse du 26.01.2023. Umweltbundesamt. En ligne : https://www.umweltbundesamt.de/presse/pressemitteilungen/finale-treibhausgasbilanz-2021-emissionen-sanken-um.

Windguard (2023) Windenergie-Statistik: Jahr 2022. Deutsche Windguard. En ligne : https://www.windguard.de/jahr-2022.html.

Le développement de l´éolien terrestre ne décolle pas

Texte mis à jour le 29.12.2022

Temps de lecture : 7 minutes

Le Ministère Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat (BMWK) a publié fin octobre le rapport 2022 du Comité de Coopération entre l´État fédéral et les régions (Länder) sur le développement des énergies renouvelables /1/. Ce rapport met en évidence des problèmes flagrants notamment pour le développement de l´éolien terrestre.

Le gouvernement veut doubler la puissance actuellement installée pour atteindre 115 GW à l´horizon de 2030. Mais malgré la crise énergétique, le développement ne décolle pas. Compte tenu de la lourdeur des démarches administratives et de la détérioration des conditions financières, due à la flambée des prix des matières premières et la hausse des taux d´intérêt, de nombreux investisseurs hésitent à s´engager sur la construction d´un parc éolien.

Selon le président de la Fédération de l´Énergie Éolienne (BWE) /2/, le rapport devrait servir de rappel à l´ordre. Les résultats sont inquiétants : le développement avance si lentement que les objectifs fixés par le gouvernement sont en danger.  

Les trois premiers trimestres ont vu l´installation d´environ 1,4 GW. L´ajout net devrait atteindre 2 GW en 2022. Mais le double aurait été nécessaire pour se rapprocher de l´objectif d´une puissance installée de 69 GW fin 2024. De plus, l´attribution du volume mis aux enchères étant loin d´être atteinte en 2022, trois des quatre appels d´offres ont été sous-souscrits. La nervosité s´est installée au sein du gouvernement fédéral, qui voulait pourtant accélérer le développement de l´éolien terrestre.

C´est pour cela que le gouvernement a fait passer au Parlement mi-décembre 2022 une augmentation de la rémunération de l´électricité verte dans le sillage de la loi sur le plafonnement du prix de l´électricité. Résultat : la rémunération de référence pour l´éolien terrestre, qui n´avait cessé de baisser jusqu´à présent, sera augmentée de 25% à 73,50 €/MWh à partir de 2023.

Malgré cela il est de moins en moins probable que le gouvernement atteigne ses objectifs en matière de développement éolien terrestre à l´horizon de 2030. L´Allemagne devrait désormais construire six éoliennes par jour jusqu´en 2029.

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Parc éolien de Krusemark-Ellingen en Saxe-Anhalt : mis en service en avril 2022 après remplacement de 15 éoliennes (puissance totale 15,7 MW) par 6 éoliennes (puissance totale 19,8 MW) dans le cadre du repowering /source RWE

Le développement des énergies renouvelables présente des dynamiques différentes. Alors que jusqu´à maintenant le développement du photovoltaïque suit à peu près le rythme voulu /3/, le développement des éoliennes terrestres reste à un niveau toujours faible.

Le parc éolien terrestre s´élève à environ 56,1 GW fin 2021. Pour atteindre l´objectif du gouvernement de 115 GW d´ici 2030 il faudrait, après une phase de démarrage, un ajout annuel de 10 GW à partir de 2025, cf. figure 1.

Fig 1 Zubau 2030 Wind Land
Figure 1 : développement de la puissance nette installée de l´éolien terrestre depuis 2015 et ajout annuel moyen entre 2022 et 2030 (scénario pour 600 TWh d´électricité produite à partir des énergies renouvelables en 2030)

Fin 2024, une puissance installée de 69 GW est visée selon la dernière modification de la Loi sur les énergies renouvelables (EEG 2023). Cela signifie, en partant du parc installé fin 2021, un ajout moyen net entre 2022 et 2024 de près de 4 GW par an.

Au cours des trois premiers trimestres 1 430 MW ont été installés /4/. L´ajout net devrait atteindre environ 2 GW en 2022, soit une légère augmentation par rapport à 2021, où le volume ajouté avait également été faible.

Au premier octobre 2022, le parc éolien terrestre comptait une puissance totale installée de 57,5 GW.  L´objectif de 69 GW fin 2024 nécessiterait un ajout net d´au moins 5 GW en 2023, un objectif qui ne sera vraisemblablement pas atteint car plusieurs séries d´appels d´offres ont été sous-souscrites dans le passé.

Seulement environ 70% du volume mis aux enchères ont été attribués en 2022

L´Agence Fédérale des Réseaux a effectué quatre appels d´offres d´éolien terrestre en 2022 /5/.  Les résultats confirment le développement préoccupant concernant les volumes offerts et attribués. En effet, l´attribution du volume mis aux enchères est loin d´être atteinte. Trois des quatre appels d´offres ont été sous-souscrits (voir figure 2).

Comme il fallait s´attendre à une sous-souscription lors du 4e d´appel d´offres en décembre 2022, l´Agence Fédérale des Réseaux avait préalablement réduit le volume appelé de 1 190 MW à 604 MW /6/.

Au total 16 offres ont été soumises pour un volume d´environ 203 MW soit un tiers du volume appelé. Seuls 189 MW ont finalement pu être adjudiqués.

En conclusion, en 2022, faute de soumissionnaires seuls 3 225 MW des 4 572 MW mis aux enchères, soit 70,5% ont été attribués. En outre l´écart entre le nord et le sud de l´Allemagne s´accentue de plus en plus. La Bavière et le Bade-Wurtemberg sont aux derniers rangs quant au développement de l´éolien terrestre.

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Figure 2 : volumes (en MW) des appels d´offres d´éolien terrestre en 2022

C´est un coup dur pour les objectifs de la transition énergétique du gouvernement. Dans la crise énergétique actuelle, où « chaque kilowattheure compte » selon le Ministre Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat, le développement de l´éolien terrestre ne décolle pas.

Il est de moins en moins probable que l´Allemagne atteigne ses objectifs en matière de développement éolien terrestre à l´horizon de 2030. Selon une évaluation d´EWI – Institut d´économie de l´énergie de l´Université de Cologne – pour le compte du journal Handelsblatt, publiée fin décembre 2022 /9/, il faudrait ajouter 5,8 éoliennes par jour entre début 2023 et fin 2029 d´une puissance nominale moyenne de 4,2 MW. L´éventuel déclassement d´anciennes installations est pris en compte. Une comparaison historique montre l´ampleur de la tâche : en moyenne, entre 2010 et 2021, environ 3,5 éoliennes ont été construites par jour, avec une puissance nominale moyenne de 2,8 MW.

Raisons du manque de dynamisme

Inquiétude des investisseurs

La flambée des prix des matières premières suite à la guerre en Ukraine ainsi que l´ augmentation des coûts de financement due à la hausse des taux d´intérêt ont un impact sensible sur le développement des énergies renouvelables.

Les investisseurs sont si peu rassurés qu´ils ne s´inscrivent même pas aux procédures d´enchères. La raison de cette réticence : celui qui obtient une adjudication doit mettre le parc éolien en service dans un délai de 2 ans. Une pénalité est due en cas de dépassement.

Comme il s´écoule souvent plus de 2 ans entre l´attribution du marché par l´Agence Fédérale des Réseaux et la mise en service du parc éolien, les investisseurs craignent que les coûts de construction explosent entre-temps et qu´ils ne soient plus couverts par la rémunération attribuée. Ils risquent alors de réaliser une opération déficitaire.

Pour la Fédération de l´Énergie Éolienne (BWE) les modalités de l´appel d´offres sont responsables de cette situation insatisfaisante. En effet, les soumissionnaires aux appels d´offres doivent respecter la limite maximale de la rémunération de référence de 58,80 €/MWh actuellement imposée par l´Agence Fédérale des Réseaux. Cette limite date toutefois d´une époque où les prix des matières premières étaient encore relativement stables.

C´est pour cela que le gouvernement fédéral a fait passer au Parlement mi-décembre 2022 une augmentation de la rémunération de l´électricité verte dans le sillage de la loi sur le plafonnement du prix de l´électricité /7/. Résultat : la limite maximale de la rémunération de référence pour l´éolien terrestre pourra être augmentée jusqu`à 25% l´année prochaine.

En conséquence, l´Agence Fédérale des Réseaux a fixé, à partir de 2023, la rémunération de référence à 73,50 €/MWh au lieu de 58,80 €/MWh dans le but de renforcer la participation des investisseurs aux enchères /8/.

Pendant les derniers 20 ans la rémunération pour la production de l´électricité verte a été en baisse. Elle augmentera pour la première fois en 2023, c´est une sorte de revirement pour l´histoire de la transition énergétique.

Lourdeur des procédures administratives

Depuis 2017, environ 15,2 GW ont été attribués dans le cadre des appels d´offres. A la fin du premier semestre 2022, environ un tiers (5,4 GW) a pu être réalisé /4/.

Si l´on définit la durée de la procédure d´autorisation à partir du dépôt initial de la demande auprès de l´organisme chargé de délivrer les autorisations, la durée moyenne de la procédure est supérieure à deux ans /1/. En Hesse, les procédures atteignent même une moyenne de presque 57 mois. Environ 17 % des installations autorisées ont fait l´objet d´une plainte, et même 48 % en Mecklembourg-Poméranie occidentale et en Hesse.

La nouvelle législation adoptée mi-2022 intervient trop tard

Le paquet législatif final visant à accélérer le développement des énergies renouvelables a été adopté mi-2022 /3/. La mesure phare est la modification de la Loi sur les Énergies Renouvelables du secteur électrique (EEG 2023), validant un approvisionnement en électricité de 80% en énergies renouvelables en 2030 et quasi climatiquement neutre en 2035. Comme étape intermédiaire une puissance totale installée de 360 GW (éolien et photovoltaïque) est prévue d´ici 2030.

Pour y arriver une simplification des démarches administratives et l´attribution de superficies supplémentaires pour le développement éolien ont été nécessaires. C´est pour cela qu´un paquet de mesures a été adopté /3/. Dans ce cadre, la loi sur l´Éolien Terrestre (Wind-an-Land-Gesetz, WaLG) et des modifications de la Loi Fédérale sur la Protection de la Nature ont été adoptées.

Le développement des énergies renouvelables est maintenant « d´intérêt public prépondérant et sert la sécurité publique ». Des dérogations relatives à la protection de la biodiversité et aux espèces protégées ont été adoptées. A l´avenir, la construction des éoliennes sera aussi autorisée dans des zones protégées. Seuls les territoires bénéficiant du plus haut niveau de protection ne pourront pas être aménagés.

Actuellement une superficie du territoire d´environ 0,8% est réservée aux éoliennes terrestres. Pour pouvoir installer une puissance de 160 GW (objectif 2040), la superficie réservée sera augmentée à 2% du territoire allemand à l´horizon de fin 2032 avec un objectif intermédiaire de 1,4% fin 2027.

Selon l´Association Fédérale de l´Économie Énergétique et des Eaux (BDEW) /6/ les lois adoptées l´été 2022 doivent être révisées, afin de parvenir à une réelle accélération des procédures administratives et une attribution plus rapide des superficies supplémentaires.

Cela concerne notamment la Loi sur l´Éolien Terrestre /3/. Le premier objectif contraignant de l´augmentation de la superficie du territoire à 1,4% d´ici fin 2027 intervient beaucoup trop tard pour soutenir l´objectif de développement de 2030.

Références

/1/ BMWK (2022) Zweiter Bericht des Bund-Länder- Kooperationsausschusses zum Stand des Ausbaus der erneuerbaren Energien veröffentlicht, Communiqué de presse du 28.10.2022, Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK), en ligne : https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2022/10/20221028-zweiter-bericht-des-bund-lander-kooperationsausschusses-zum-stand-des-ausbaus-der-erneuerbaren-energien-veroffentlicht.html?view=renderNewsletterHtml

/2/ BWE (2022) Alarmstufe gelb für den Ausbau der Windenergie, Communiqué de presse du 28.10.2022, Bundesverband WindEnergie (BWE), en ligne : https://www.wind-energie.de/presse/pressemitteilungen/detail/alarmstufe-gelb-fuer-den-ausbau-der-windenergie/

/3/ Allemagne-Energies (2022) Énergies renouvelables : de nombreux défis, en ligne : https://allemagne-energies.com/energies-renouvelables/

/4/ UBA (2022) Monatsbericht PLUS mit Informationen zur quartalsweisen Entwicklung der erneuerbaren Energien in den Sektoren Strom, Wärme und Verkehr, Umweltbundesamt – Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien Statistik (AGEE Stat), 4. Quartal 2022, en ligne :agee-stat_monatsbericht_plus_2022-q4_final

/5/ BNetzA (2022) Ausschreibungen für EE- und KWK-Anlagen, Ausschreibungen 2022, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Ausschreibungen/start.html

/6/ BNetzA (2022) Ergebnisse der Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land, Solaranlagen auf Gebäuden und Lärmschutzwänden und innovative Anlagenkonzepte, Communiqué de Presse du 20.12.2022, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2022/20221220-EE-Ausschreibungen.html?nn=265778

/7/ Allemagne-Energies (2022) Allemagne : presque 300 milliards d´Euros pour atténuer l´impact de la crise énergétique, en ligne : https://allemagne-energies.com/2022/12/19/allemagne-presque-300-milliards-deuros-pour-attenuer-limpact-de-la-crise-energetique/

/8/ BNetzA (2022) Festlegung der Höchstwerte für Ausschreibungen für Wind an Land und Aufdach-Solaranlagen für 2023, Communiqué de Presse du 27.12.2022, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2022/20221227_Hoechstwerte.html?nn=265778

/9/ Handelsblatt (2022) Deutschland muss bis 2029 täglich sechs neue Windräder bauen, 29.12.2022, en ligne : https://www.handelsblatt.com/unternehmen/energie/erneuerbare-energien-deutschland-muss-bis-2029-taeglich-sechs-neue-windraeder-bauen/28881822.html

Allemagne : Les énergies renouvelables ont couvert 49% de la consommation brute d´électricité au premier semestre de 2022

Texte mis à jour le 27.07.2022

Temps de lecture : 3 min

Au cours du 1er semestre 2022, la production brute d´électricité s´est élevée à environ 299 TWh, en hausse de 2% par rapport à la même période de l´année précédente (1er semestre 2021 : 293 TWh). Environ 139 TWh ont été produits à partir des énergies renouvelables, soit presque 14% de plus qu´au premier semestre 2021 (122 TWh). Les centrales nucléaires et thermiques à flamme ont produit 160 TWh en baisse de 6,4% par rapport à la même période de l´année précédente (1er semestre 2021 : 171 TWh.)

La consommation brute d´électricité est en légère baisse et s´élève à 281 TWh au 1er semestre 2022 (1er semestre 2021 : 283 TWh). La part des énergies renouvelables à la consommation brute est avec 49% en hausse par rapport au premier semestre 2021 (43 %) grâce à des conditions météorologiques très favorables. 

Le prix moyen du marché de gros a plus que triplé par rapport à celui du premier semestre 2021. L´Allemagne a enregistré un solde positif d´exportation d´électricité au cours du premier semestre 2022.

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Source : Bundesnetzagentur/SMARD

Le Centre de Recherche sur l´Énergie solaire et l´Hydrogène (ZSW) de Bade-Wurtemberg (ZSW) et de la Fédération des Industries de l´Énergie et de l´Eau (BDEW) ont publié en juillet 2022 les résultats préliminaires du premier semestre 2022 /1/, /2/.

Grâce aux conditions météorologiques très favorables, à savoir un premier trimestre très venteux et un deuxième trimestre ensoleillé, l´éolien terrestre et le photovoltaïque ont connu une nette progression. Ils ont produit environ un cinquième d´électricité de plus que dans la même période de l´année précédente. L´éolien maritime et la biomasse ont également enregistré de légères augmentations, cf. figure 1.

Fig 1 Bruttostromerzeugung sem 1 2021_2022
Figure 1 : production brute d´électricité aux premiers semestres 2021 et 2022 /1/

La production renouvelable s´est élevée à 139 TWh, en hausse de presque 14 % par rapport au premier semestre 2021 (122 TWh), dont 59 TWh pour l´éolien terrestre, 33 TWh pour le photovoltaïque, 24 TWh pour la biomasse, 12 TWh pour l´éolien maritime et 9 TWh pour l´hydraulique. Le reste a été produit par les déchets biogènes et l´énergie géothermique.

Les centrales thermiques à flamme et le nucléaire ont produit 160 TWh contre 171 TWh au cours de la même période de l´année dernière /1/. La baisse de production conventionnelle de 6,4% s´explique notamment par l´arrêt fin 2021 de 3 centrales nucléaires (4,1 GW) d´où un recul de la production à 16,8 TWh (1er semestre 2021 : 34 TWh) et par la baisse de production des centrales à gaz au premier semestre 2022. En revanche la production brute des centrales à charbon (lignite, houille) est passée de 75 TWh au premier semestre 2021 à presque 88 TWh, soit une augmentation de 17%.

Sous l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation intérieure brute est avec 49% en hausse par rapport au premier semestre 2021 (43 %).

La figure 2 montre la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité aux premiers semestres 2021 et 2022. La consommation d´électricité a légèrement baissé au premier semestre 2022 pour atteindre 281 TWh.

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Figure 2 : part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité aux premiers semestres 2021 et 2022 /2/

Evolution du prix du marché de gros de l´électricité

La baisse des flux de gaz en provenance de Russie a placé l´approvisionnement énergétique de l´Allemagne dans une situation exceptionnelle.

Selon la publication de l´Agence Fédérale des Réseaux du 11 juillet 2020 /3/, le prix moyen du marché de gros constaté sur le marché journalier au cours du premier semestre 2022 a plus que triplé (185,90 €/MWh) par rapport à celui de l´année précédente (54,93 €/MWh). La hausse des prix s´explique principalement par le prix élevé du gaz naturel.

Le prix le plus élevé négocié était 700 €/MWh le mardi 8 mars 2022 entre 19h00 und 20h00 heures. Durant cette période, la production renouvelable a seulement couvert un tiers de la consommation d´électricité.

Le prix le plus bas, -19,04 €/MWh, a été enregistré lors d´une tempête le dimanche 20 mars entre 13h00 et 14h00. Durant cette heure, la production d´énergie renouvelable a dépassé la consommation nationale d´électricité.

En revanche, le nombre de pas horaires avec des prix négatifs a fortement baissé au premier semestre 2022 (38 heures) par rapport au premier semestre 2021 (78 heures).

La comparaison du prix moyen allemand avec ceux des pays voisins montre une tendance similaire dans l´évolution des prix spot.

Echanges commerciaux

L´Allemagne a enregistré un solde positif d´exportation d´électricité au cours du premier semestre 2022. Le solde net a atteint 15,7 TWh contre 8,2 TWh au premier semestre 2021/3/. Le moment où l´électricité est importée ou exportée dépend non seulement de l´offre et de la demande dans le pays concerné, mais aussi des prix de l´électricité des pays voisins.

Les exportations nettes vers la France ont augmenté au premier semestre 2022. Ceci s´explique notamment par l´indisponibilité de centrales nucléaires dans l´hexagone. De nombreuses centrales nucléaires ont été en arrêt pour rechargement de combustible et/ou pour maintenance. 

Références

/1/ BDEW (2022) Bruttostromerzeugung in Deutschland – Vorjahresvergleich, 27.07.2022, en ligne : https://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/bruttostromerzeugung-deutschland/

/2/ BDEW (2022), Aktuelle Berechnungen von ZSW und BDEW: Erneuerbare Energien haben im ersten Halbjahr rund die Hälfte des Stromverbrauchs gedeckt, Communiqué de presse du 05.07.2022, en ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/erneuerbare-energien-haben-im-ersten-halbjahr-rund-die-haelfte-des-stromverbrauchs-gedeckt/

/ 3/ Bundesnetzagentur (2022) SMARD – Strommarkt aktuell, en ligne : https://www.smard.de/home/strommarkt-aktuell/strommarkt-aktuell

L´Allemagne vise un approvisionnement en électricité presque 100% renouvelable d´ici 2035

Texte mis à jour le 11.04.2022

Temps de lecture : 10 minutes

Jusqu´à présent, la priorité de la transition énergétique a été la protection du climat. Avec l´invasion de l´Ukraine par la Russie, le développement massif des énergies renouvelables devient une question stratégique aussi pour réduire la dépendance aux importations d´énergies fossiles.  

Lors du bilan d´ouverture sur la protection du climat présenté en janvier 2022, le Ministre Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat a annoncé un programme d´urgence comportant différentes réformes /1/ avec pour mesure phare l´amendement à la loi sur les énergies renouvelables (EEG 2023).

Le paquet législatif de plus de 500 pages appelé « paquet de Pâques » (Osterpaket), adopté par le cabinet des ministres le 6 avril 2022, veut poser la base d´un approvisionnement en électricité quasi climatiquement neutre en 2035 /2/. Un deuxième paquet de mesures dit « paquet d´été » (Sommerpaket) est prévu courant 2022 et sera focalisé sur la réduction de la lourdeur administrative des projets.  

Il est prévu que les énergies renouvelables couvrent 80% de l´électricité consommée en 2030. Suite à l´électrification accrue des autres secteurs de l´économie, le gouvernement prévoit une forte hausse de la demande annuelle d´électricité à 750 TWh à l´horizon de 2030 soit environ 180 TWh de plus par rapport à 2021. L´objectif de 80% implique en moins de 10 ans une augmentation de la part des énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité à environ 600 TWh contre 234 TWh en 2021.

Pour limiter la hausse des prix de l´électricité, la charge de soutien aux énergies renouvelables sera supprimée au 1er juillet 2022.  

La guerre en Ukraine a souligné une fois de plus l´importance des stocks stratégiques, notamment pour le gaz. C´est pour cela que le gouvernement fédéral prévoit d´imposer à l´avenir des stocks suffisants de gaz avant l´hiver.

La stratégie actuelle du gouvernement allemand prévoit l´abandon définitif du nucléaire fin 2022 et des centrales à charbon en 2030, dans l´idéal. Pour pallier les fortes variations de production des énergies renouvelables intermittentes, des centrales à gaz/hydrogène ont été prévues en backup. La flambée du prix du gaz et les efforts pour s´émanciper de la forte dépendance au gaz russe ébranlent la stratégie actuelle.  

Le Ministère Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat analyse actuellement avec l´Agence Fédérale des Réseaux et les Gestionnaires de Réseaux de Transport l´impact d´une disponibilité limitée du gaz sur la sécurité de l´approvisionnement en électricité l´hiver prochain et les mesures à prendre.

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Parc éolien « Amrumbank West », 35 km au nord-ouest de l´île d´Heligoland en Mer du Nord, puissance électrique 302 MW, mis en service 2015, source RWE

Mesures phares de l´amendement à la Loi sur les Énergies Renouvelables du secteur électrique (EEG 2023)

L´avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables du secteur électrique 2023 vise une production nationale d´électricité quasiment neutre en carbone dès 2035, c´est-à-dire qu´elle doit être presque entièrement assurée par des énergies renouvelables /2/. Pour y arriver, l´objectif de la part des énergies renouvelables a été relevé à 80% de la consommation brute d´électricité d´ici 2030.

Des efforts massifs sont nécessaires pour atteindre cet objectif. Suite à l´électrification accrue des autres secteurs de l´économie, le gouvernement prévoit une forte hausse de la demande d´électricité à 750 TWh en 2030 contre environ 570 TWh en 2021. En moins d´une décennie il faudra plus que doubler la part des énergies renouvelables dans la consommation brute.

Leur part devra donc passer de 234 TWh en 2021 à environ 600 TWh pour atteindre l´objectif de 2030 /2/.  La figure 1 montre à titre indicatif la répartition entre la consommation d´énergies renouvelables et d´énergies conventionnelles en 2021 et 2030.

Fig 1 Part ENR production brute
Figure 1 : part des énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité en 2021 et prévisions en 2030

Le tableau 1 montre l´accroissement des capacités d´éolien terrestre et en mer ainsi que du photovoltaïque à l´horizon de 2045 fixé dans les projets de loi /2/.

En matière de biomasse une capacité de 8,5 GW est visée en 2030 contre environ 9 GW actuellement. La biomasse sera davantage axée sur des centrales de pointe très flexibles, afin que la bioénergie puisse jouer son rôle au service du système et contribuer davantage à la sécurité de l´approvisionnement en électricité.

Tableau 1 Kapazitaet
Tableau 1 : accroissement des capacités d´éolien terrestre et maritime ainsi que du photovoltaïque

L´objectif de 2045 du projet de loi EEG 2023 ressemble au scénario B/C 2045 du projet du plan de développement du réseau de transport /3/.  Ce scénario décrit une transformation du système énergétique dans laquelle l´électricité est utilisée bien au-delà de ses applications actuelles et joue un rôle central, par exemple, dans les transports lourds et la production de la chaleur industrielle. La demande d´électricité est supposée en forte hausse, dépassant les 1100 TWh, tirée par l´usage des nouveaux consommateurs d´électricité et notamment d´une production nationale d´hydrogène importante. Les capacités présumées par les gestionnaires de réseaux de transport sont 150 GW pour l´éolien terrestre, 71 GW pour l´éolien en mer et 395 GW pour le photovoltaïque.

La part de 80% d´énergies renouvelables à la consommation brute en 2030 nécessite une forte augmentation des ajouts bruts annuels /2/. En plus il faut tenir compte du fait que les anciennes installations qui ont cessé de bénéficier du mécanisme de soutien après 20 ans, seront déclassées dans les prochaines années. Dans ce contexte, le projet de loi précise également l´augmentation conséquente des volumes des futurs appels d´offres éolien et photovoltaïque et renforce la participation des communes dans ces projets

La figure 2 montre les ajouts annuels bruts pour l´éolien terrestre, maritime et le photovoltaïque prévus par les projets de loi.  Pour l´éolien terrestre, l´ajout annuel devrait atteindre 10 GW d´ici 2025 et se maintenir à ce niveau jusqu´en 2035. L´ajout annuel brut du photovoltaïque devrait atteindre 22 GW d´ici 2026 et sera maintenu à ce niveau jusqu´en 2035. L´ajout annuel brut d´éolien en mer tient compte des délais de construction des parcs et de raccordement au réseau. Le volume annuel appelé sera entre 8 et 9 GW en 2023/24, entre 3 et 5 GW en 2025/26 et à partir de 2027 de 4 GW.

Ajouts annuels
Figure 2 : ajouts annuels moyens réalisés jusqu´en 2021 et prévus à partir de 2022

Le nouvel objectif d´un approvisionnement en électricité presque 100% renouvelable d´ici 2035 nécessiterait donc un quadruplement des ajouts annuels moyens à partir de 2022 par rapport à la période de 2010 à 2021, un défi gigantesque.

Le gouvernement a l´intention de créer un environnement favorable sur le marché et supprimer les obstacles administratifs. Actuellement les procédures d´approbation d´ éolien terrestre sont beaucoup trop longues. Le gouvernement s´est engagé à supprimer une partie des obstacles qui pèsent sur les procédures d´autorisation et faciliter la planification des projets.

Il est temporairement prévu de classer leur développement comme « intérêt public majeur », afin d´être réévalué par rapport à d´autres enjeux, même celui de la protection de la nature ou des espèces.

En ce qui concerne le photovoltaïque, il est prévu d´améliorer les conditions de développement par un ensemble de mesures pour les différents types d´installations (installations en toiture, installations au sol). De nouvelles surfaces seront mises à disposition pour son développement. Outre les volumes appelés, les seuils de minimis pour les appels d´offres seront augmentés. Les nouvelles installations en toiture qui injectent entièrement leur électricité dans le réseau bénéficieront d´une rémunération plus élevée.

Dans l´intérêt de la diversité des acteurs, de l´acceptation sur place et de la réduction de la bureaucratie, les sociétés de citoyens (Société ≥ 10 personnes privées, majorité des voix détenue par des personnes présentes localement) seront exemptées d´appels d´offres dans la limite de 18 MW pour les projets d´éolien et de 6 MW pour les projets de photovoltaïque (règle de minimis pour les aides d´État de l´UE).

L´État souhaite en outre s´engager progressivement dans ce que l´on appelle les contrats pour la différence (Contracts for Difference – CfDs)  : l´électricité produite sera vendue sur le marché de gros. Si le prix du marché est inférieur à la rémunération garantie, la différence est remboursée à l´exploitant (complément de rémunération). Si le prix de gros est supérieur, l´exploitant reversera l´excédent dépassant la rémunération garantie par kWh.

Suppression de la charge de soutien aux énergies renouvelable (EEG – Umlage) au 1er juillet 2022

Pour limiter la hausse des prix de l´électricité, le gouvernement a adopté le 9 mars 2022 un projet de loi visant à anticiper la suppression de la charge de soutien au 1er juillet 2022 /4/. Les fournisseurs d´électricité seront tenus de répercuter l´intégralité des économies réalisées au consommateur final.

Le soutien aux énergies renouvelables sera dans l´avenir financé par l´État grâce aux recettes de la taxe carbone sur les émissions des produits combustibles non couverts par le système européen d´échange de quotas d´émissions.  Selon une première estimation, l´État devrait financer de l´ordre de 46 Md€ pour la période 2023-2026 et entre 72 et 81 Md€ pour la période de 2026 à 2030. Les estimations dépendent fortement de l´hypothèse du prix de l´électricité au marché de gros.

Développement du réseau de transport

Suite à l´accélération du développement des énergies renouvelables, il faut s´attendre à une nouvelle hausse des besoins en réseaux. C´est pour cela que le « paquet de Pâques » comprend également une actualisation du plan fédéral des besoins qui détermine l´extension du réseau de transport.

Règlement sur les stocks suffisants de gaz avant l´hiver.

Le code de l´énergie sera amendé par un règlement qui imposera des stocks suffisants de gaz avant l´hiver afin de détendre la situation d´approvisionnement sur le marché du gaz.

Le ministère fédéral de l’Économie prévoit que les niveaux de remplissage des stocks de gaz atteignent au moins 65% début août, 80% début octobre et 90% début décembre. Début février, les stocks devraient encore être remplis à 40%.

Suite de la procédure

Suite à la décision du gouvernement du 9 mars 2022 de supprimer la charge de soutien aux énergies renouvelable, la procédure législative a été lancée en vue d´une entrée en vigueur de la loi avant le 1er juillet 2022.

Concernant le paquet législatif adopté par le cabinet des ministres le 6 avril 2022, l´achèvement de la procédure législative est visé avant les vacances d´été, afin que les négociations avec la Commission Européenne puissent avoir lieu au second semestre en vertu des règles de l´UE en matière d´aides d´État. L´approbation est attendue fin 2022 et une entrée en vigueur des lois au 1er janvier 2023.

Références

/1/ OFATE (2022) Bilan d´ouverture du ministre fédéral de l’Économie et du climat. Office franco-allemand pour la transition énergétique. En ligne : https://energie-fr-de.eu/fr/societe-environnement-economie/actualites/lecteur/bilan-douverture-du-ministre-federal-de-leconomie-et-du-climat.html.

/2/ BMWi (2022) Habeck: „Das Osterpaket ist der Beschleuniger für die erneuerbaren Energien “, Communiqué de presse du 6 avril 2022, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2022/04/20220406-habeck-das-osterpaket-ist-der-beschleuniger-fur-die-erneuerbaren-energien.html

/3/ Allemagne-Energies (2022), Le tournant énergétique allemand, en ligne : https://allemagne-energies.com/tournant-energetique/

 /4/ BMWi (2022) Kabinett bringt Abschaffung der EEG-Umlage auf den Weg Communiqué de presse du 9 mars 2022, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2022/03/20220309-kabinett-bringt-abschaffung-der-eeg-umlage-auf-den-weg.html

 

Bilan 2021 de l´éolien en Allemagne

Temps de lecture : 14 min

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Parc Arkona en Mer Baltique (puissance électrique 385 MW), mis en service 2019/source : RWE Renewables

Le bureau d´études Deutsche WindGuard a publié le bilan 2021 de l´éolien terrestre et en mer sur le territoire allemand /1/. Le texte ci-dessous résume les résultats les plus importants.

Fin 2021, la capacité raccordée au réseau atteint presque 64 GW, soit 56,1 GW sur terre (28230 éoliennes) et 7,8 GW en mer (1501 éoliennes). Selon les chiffres de Deutsche WindGuard, la production baisse de 13% par rapport à 2020 à environ 122 dont 96 TWh pour l´éolien terrestre et 26 TWh pour l´éolien en mer. Cela correspond, lissé sur l´année, à environ un cinquième de la production d´électricité totale /2/.

La nouvelle coalition au pouvoir outre-Rhin a l´intention de rehausser les objectifs en matière de l´énergie éolienne. D´ici 2030, il est prévu d´augmenter leur capacité à 30 GW en mer et à 100 – 130 GW sur terre en visant 2% de la surface totale de l´Allemagne requis pour cette technologie. Pour mémoire : le gouvernement sortant avait fixé les objectifs de 20 GW en mer et 71 GW sur terre à l´horizon de 2030 /3/.

Parc éolien terrestre

Au 31 décembre 2021, 28 230 éoliennes terrestres étaient installées en Allemagne. La capacité totale s´élève à 56,1 GW (cf. tableau 1).

Tab 1 Zubau 2021 Wind Land
Tableau 1 : chiffres du parc éolien terrestre allemand au 31 décembre 2021 selon /1/

Au cours de l´année 1925 MW ont été raccordés au réseau, soit 484 éoliennes y compris le repowering (remplacement d´anciennes machines par des turbines plus puissantes et plus productives) de 64 éoliennes (244 MW). En tenant compte du démantèlement de 230 éoliennes (233 MW), l´ augmentation nette s´élève à 254 éoliennes (1692 MW). Cela signifie une légère amélioration par rapport au déploiement en 2020 (environ 1200 MW), cf. figure 1.

Fig 1 Zubau 2021 Wind Land
Figure 1 : évolution de la puissance raccordée des éoliennes terrestres sur le territoire allemand selon /1/

Déconstruction et Repowering

Parmi les 230 éoliennes mises hors service en 2021, 155 éoliennes étaient en fonctionnement depuis plus de 20 ans.

Toutes les éoliennes mises en service en 2000 ou avant ont cessé de bénéficier à partir de 2021 du mécanisme de soutien prévu pendant 20 ans selon la Loi sur les Énergies Renouvelables (EEG), soit environ 4730 éoliennes (~ 3600 MW) selon /3/.  Fin 2021, 4339 éoliennes (3.286 MW) concernées étaient encore en service /1/.  En raison de la flambée du prix de l´électricité sur le marché de gros en 2021, la sortie du mécanisme de soutien n´a pas encore provoqué une grande vague de déconstruction. Un grand nombre de ces anciennes installations a pu continuer à être exploité de façon rentable jusqu´à présent, hormis celles mises hors service en raison de défauts techniques, de l´expiration du permis d´exploitation ou dans le cadre d´un remplacement (repowering)

A partir de 2022, le mécanisme de soutien prend fin pour 1826 éoliennes (2341 MW) supplémentaires, mises en service en 2001 /1/. Les exploitants sont donc confrontés à la question de la rentabilité de l´exploitation d´un point de vue économique et technique. La situation en matière d´autorisation joue également un rôle, car les autorisations étaient initialement conçues pour une période d´exploitation de 20 ans.

Notamment le remplacement (repowering) des éoliennes les plus anciennes rencontre de nombreux obstacles administratifs.  En 2021, seulement 64 éoliennes (244 MW) ont été remplacées dans le cadre du repowering, soit 13% de la capacité totale installée en 2021. La nouvelle coalition au pouvoir a l´intention de simplifier les procédures pour le remplacement (repowering) des anciens parcs éoliens.

Fig 2 Repowering 2021
Figure 2 : évolution de la puissance raccordée par an (en absolu et en pourcentage de la puissance brute totale installée par an) dans le cadre du repowering ainsi que de la puissance déclassée par an

Caractéristiques d´une éolienne terrestre en 2021

La technologie des éoliennes ne cesse d´évoluer, cf. tableau 2. En moyenne, une éolienne installée en 2021 a une puissance nominale de 3 978 kW, soit 17 % de plus qu´en 2020.  La taille des installations (diamètre du rotor, hauteur du moyeu et hauteur totale) a également augmenté.

T2 Characteristique 2021 Wind Land
Tableau 2 : caractéristiques moyennes d´une éolienne terrestre nouvellement installée en 2021 selon /1/

Répartition régionale des éoliennes terrestres

Le développement des éoliennes terrestres est assez hétérogène en fonction des régions. La répartition régionale montre toujours une nette disparité nord-sud en 2021 (cf. figure 3). Les régions du nord et du centre (Basse-Saxe, Brandebourg, Schleswig-Holstein, Rhénanie-du-Nord-Westphalie, Saxe-Anhalt et Mecklembourg-Poméranie-Occidentale) représentent environ 73 % de la capacité totale raccordée en Allemagne. La Basse-Saxe abrite avec 21% la plus grande capacité installée.  Le gisement (puissance installée par km² de la superficie du Land) le plus élevé se trouve en Schleswig-Holstein.

La Saxe, le Bade-Wurtemberg, la Bavière et Berlin contribuent le moins (gisement inférieur à 100 kW/km²). Ces régions disposant de 35% de la surface du territoire allemand ne contribuent qu´avec 10% à la capacité totale d´éoliennes installées.

Fig 3 Regionale Verteilung
Figure 3 : répartition régionale des capacités et gisement par km² des éoliennes terrestres en 2021 selon /1/

Production en 2021

Selon les chiffres de Deutsche WindGuard /1/, les éoliennes terrestres ont produit environ 96 TWh en 2021 (cf. figure 4). Cela correspond à une baisse de 14 % par rapport à 2020 du fait de conditions météorologiques défavorables. En particulier le premier trimestre 2021 a connu une période assez peu venteuse /2/.

Leur contribution à la production brute d´électricité du pays s´élève à un peu plus de 16%. Le facteur de charge est estimé à environ 20 %, soit environ 1745 heures équivalent pleine puissance (hepp) sous l´hypothèse d´une puissance moyenne de 55 GW au réseau. Il s´agit du plus mauvais résultat depuis 2016, cf. /4/.

Fig 4 Production Onshore 2020_2021
Figure 4 : production mensuelle et cumulée des éoliennes terrestres en 2020 et 2021

Résultats des appels d´offres 2021 et taux de réalisation des volumes adjudiqués

Trois appels d´offres ont été réalisés en 2021 /1/. Le volume total appelé a été de 4235 MW et le volume finalement retenu de 3296 MW. Seul l´appel d´offres de septembre 2021 a été intégralement souscrit.  La limite maximale de la rémunération de référence pour des appels d´offres était de 6,0 ct/kWh. Le montant d´adjudication moyen pondéré en fonction du volume de 5,88 ct/kWh, n´est que légèrement inférieur.

Après l´appel d´offres l´adjudicataire dispose de 24 mois pour la mise en service, entre 25 et 30 mois avec pénalité : au-delà l´adjudication est annulée. Une prolongation du délai peut être demandée dans des cas exceptionnels, par exemple en cas de recours au tribunal contre l´autorisation.

L´association « Fachagentur Wind an Land » publie régulièrement un rapport sur la situation de réalisation des projets /7/.  Le tableau 3 montre le taux de réalisation des volumes adjudiqués depuis 2017. Pour les éoliennes terrestres réalisées jusqu´en 2021, le délai entre l´adjudication et la mise en service s´élève à environ 2 ans en moyenne. Environ 20% de projets adjudiqués font l´objet d´une plainte ce qui retarde considérablement la réalisation ou conduit à l´abandon /8/.

La situation d´appels d´offres en 2017 est particulière. Plus de 90% du volume appelé ont été accordés à des sociétés détenues par des citoyens (Bürgerenergiegesellschaft), à l´époque dispensées d´autorisation préalable selon la loi fédérale allemande de protection contre les nuisances environnementales /9/. Ce fait a finalement conduit à un retard considérable du déploiement ainsi qu´à l´abandon des projets adjudiqués.

T 3 Taux de realisation
Tableau 3 : taux de réalisation des volumes adjudiqués depuis 2017

Le nouveau gouvernement veut accélérer les procédures d´approbation des éoliennes terrestres, actuellement beaucoup trop longues /5/. Il est temporairement prévu de classer leur développement comme « intérêt public majeur », afin d´être réévalué par rapport à d´autres enjeux, même celui de la protection de la forêt ou des espèces. 

Prévisions de développement et objectif politique à l´horizon de 2030

Le gouvernement sortant avait fixé une capacité de 71 GW à l´horizon de 2030 dans la loi sur les énergies renouvelables, entrée en vigueur début 2021. Aucune valeur cible n´est fixée dans le contrat de coalition du nouveau gouvernement. En revanche, il est prévu de requérir 2% de la surface totale de l´Allemagne pour cette énergie /5/.

Selon un rapport de l´Agence Fédérale de l´Environnement (Umweltbundesamt – UBA) une surface de 0,9 % (~ 3100 km²) a été requise fin 2017, dont 58% (~ 1800 km²) ont été occupés par les 28700 éoliennes (~ 50 GW) installées à l´époque (/10/, /11/), soit ~ 15 éoliennes par km². Sur cette base, il est possible d´estimer un corridor entre 100 et 130 GW qui pourrait potentiellement être installé sur une surface de 2% requise d´ici 2030 suivant le contrat de coalition.

Aucune indication n´est faite sur les distances d´éloignement entre un mat éolien et une habitation. Ce paramètre essentiel pourrait limiter le déploiement d´éoliennes ou conduire à l´augmentation de la surface réellement nécessaire pour le doublement de la capacité actuelle à l´horizon de 2030.

A titre d´exemple, la distance de 10H (distance d´une habitation au moins égale à 10 fois la hauteur totale d´une éolienne) imposée en Bavière réduit considérablement le nombre d´éoliennes par km². Même sous l´hypothèse de moins de 28000 éoliennes installées à l´horizon de 2030 en raison de l´augmentation de la puissance unitaire (cf. tableau 2), l´emprise au sol ne diminuera pas beaucoup. Cela est dû au fait que l´espace nécessaire pour échapper aux turbulences entre les machines augmentera avec la puissance.

Pour atteindre l´objectif de 2030 il faudrait un ajout annuel moyen de 8 GW entre 2022 et 2030. En revanche, sur la base du rythme de réalisation actuel et du nombre d´installations déjà adjudiquées mais pas encore réalisées, l´ajout de capacité supplémentaire en 2022 ne devrait pas dépasser les 3 GW au mieux /1/. Les mesures annoncées par le nouveau gouvernement facilitant le développement des éoliennes terrestres ne produiront leurs effets qu´avec un certain retard. De ce fait un ajout proche de 10 GW/an sera vraisemblablement nécessaire à partir du milieu des années vingt, cf. figure 5.

Fig 5 Wind_an_Land_Ziele_2030
Figure 5 : capacité installée et ajout annuel (prévisions à partir de 2022 selon l´objectif politique à l´horizon de 2030)

En outre, une capacité de presque 25 GW d´éolien terrestre sortira du mécanisme de soutien jusqu´à fin 2030, selon une information du gouvernement au parlement allemand /12/. Il est certes difficile de prévoir combien de temps la poursuite de l´exploitation de ces éoliennes sera rentable d´un point de vue économique et technique. En tenant compte du démantèlement des anciennes éoliennes au cours des prochaines années, l´atteinte de l´objectif de 2030 nécessite un effort supplémentaire au niveau du rythme de réalisation des nouveaux projets.

Parc éolien en mer

Au 31 décembre 2021, une capacité de 7 794 MW était en exploitation, soit 1501 éoliennes. Aucune nouvelle éolienne n´a été raccordée au réseau en 2021. Une capacité de 24 MW a été rajoutée par suite de la mise à niveau de 132 éoliennes existantes (cf. tableau 4).

Tableau 4 Offshore_2021
Tableau 4 : Chiffres du parc éolien en mer au 31 décembre 2021 selon /1/

Par voie d´appels d´offres, 4,1 GW ont été déjà adjudiqués pour une réalisation entre 2022 et 2026, de sorte que la capacité pourra être portée à près de 12 GW d´ici fin 2026 (cf. figure 6).

Fig 6 Zubau 2030 offshore
Figure 6 : évolution de la puissance des éoliennes en mer raccordées sur le territoire allemand et prévisions pour 2026 selon /1/

Caractéristiques des éoliennes en mer installées

Les éoliennes en mer installées en Allemagne jusqu´à fin 2021 ont une puissance unitaire de près de 5,2 MW en moyenne. Dans la prochaine phase de développement (jusqu´en 2025), une augmentation de la puissance unitaire jusqu´à 15 MW est prévue.

En moyenne, les éoliennes installées d´ici fin 2021 ont une profondeur d´eau de 30 m et une distance de la côte de 74 km.  Les installations prévues jusqu’en 2025 ne diffèrent guère de celles existantes, cf. tableau 5. Les parcs éoliens les plus éloignés de la côte se trouvent à plus de 120 km  et des profondeurs d´eau allant jusqu´à 44 mètres.

Les fondations dites à « monopieu » restent la technologie la plus utilisée en Allemagne. Les éoliennes qui seront mises en service jusqu`en 2025 utiliseront aussi ce type de fondation.

Les caractéristiques des éoliennes en mer sont résumées dans le tableau 5.

Tab 5 Characteristiques offshore
Tableau 5 : caractéristiques des éoliennes en mer en Allemagne selon /1/

Répartition des éoliennes en Mer du Nord et Mer Baltique sur le territoire allemand

Les éoliennes en mer sont réparties sur la Mer du Nord et la Mer Baltique. Fin 2021, la Mer du Nord dispose de 6698 MW (1269 éoliennes) et la Mer Baltique de 1096 MW (232 éoliennes).

Dans le cadre des appels d´offres réalisés, un volume de 3042 MW a été retenu en Mer du Nord et de 1033 MW en Mer Baltique. La mise en service de ces projets est prévue entre 2022 et 2026.

Fig 7 Offshore repartition mer
Figure 7 : Répartition des éoliennes sur la Mer du Nord et la Mer Baltique selon /1/

Production en 2021

Selon les chiffres de Deutsche WindGuard /1/, la production s´élève à 26,1 TWh en 2021.  Cela correspond à une baisse de 10% par rapport à 2020 en raison de conditions météorologiques moins favorables et notamment l´absence de tempêtes hivernales (cf. figure 8).

Sous l´hypothèse d´une puissance moyenne de 7,79 GW au réseau, le facteur de charge est estimé à 38% soit environ 3350 heures équivalent pleine puissance (hepp).

Fig 8 production Offshore_2021
Figure 8 : production mensuelle et cumulée des éoliennes en mer en 2020 et 2021 selon /1/

Résultat de l´appel d´offres 2021

L´Agence Fédérale des Réseaux a publié le 9 septembre 2021 le résultat de l´appel d´offres 2021 /13/. Un volume de 958 MW a été appelé, réparti sur trois zones. Un volume de 658 MW a été attribué en Mer du Nord sur 2 zones et un volume de 300 MW en Mer Baltique sur une zone.  Les énergéticiens retenus se passeront totalement du soutien. Deux zones ont même fait l´objet de plusieurs offres à 0 ct/kWh, c´est pour cela qu´un tirage au sort, prévu par la Loi dans ce cas, a été appliqué.

L´adjudication s´accompagne du droit à un raccordement au réseau – financé par le consommateur d´électricité via le tarif d´utilisation des réseaux – et à la possibilité d´exploiter le parc pendant au moins 25 ans.

Prévisions de développement et objectif politique à l´horizon de 2030, 2035 et 2045

Selon la nouvelle coalition au pouvoir /5/, /6/, il est prévu de rehausser d´ici 2030 la capacité à 30 GW contre 20 GW auparavant. Une capacité de 40 GW est visée d´ici 2035 et au moins 70 GW d´ici 2045.

En plus des 7,8 GW en service, un volume total de 4,1 GW a été adjudiqué par voie d´appels d´offres pour une réalisation entre 2022 et 2026 (pour 2,2 GW en stade de planification avancée, la décision finale d´investissement a été prise). La réalisation de 18,1 GW supplémentaires sera nécessaire pour atteindre l´objectif de 2030. Les appels d´offres actuellement prévus comportent un volume appelé de 8,7 GW. Le volume appelé doit donc être rehaussé de 9,4 GW, cf. figure 9.

Fig 9 objectifs Offshore_2030_2035_2045
Figure 9 : éoliennes en mer en service, volumes attribués/appelés et prévisions à l´horizon de 2030, 2035 et 2045 selon /1/

L´objectif de 70 GW d´ici 2045 requiert le développement de nouvelles zones d´exploitation en mer. Cependant la superficie à disposition en Mer du Nord et en Mer Baltique pour la mise en place des éoliennes est limitée, en tenant compte des réserves naturelles et des routes maritimes. Selon les études actuelles, une capacité éolienne en mer supérieure à 40 GW serait possible mais une densité de puissance éolienne trop élevée pourrait baisser sensiblement le facteur de charge à cause de l´effet de sillage (turbulences entre les machines) /14/. La capacité installée n´est donc pas le seul facteur déterminant, mais aussi la productivité obtenue.

Références

/1/ Deutsche WindGuard (2022) Windenergie-Statistik: Jahr 2021, en ligne : https://www.windguard.de/jahr-2021.html

/2/ Allemagne-Energies (2022) Allemagne : les chiffres clés de l´énergie en 2021, en ligne : https://allemagne-energies.com/2022/01/16/allemagne-les-chiffres-cles-de-lenergie-en-2021/

/3/ FA Wind (2021) Weiterbetrieb von Windenergieanlagen – Was gilt es zu beachten ? En ligne : https://www.fachagentur-windenergie.de/fileadmin/files/Veroeffentlichungen/Planung/FA_Wind_Kurzinformation_Weiterbetrieb_01-2021.pdf

/4/ Deutsche Windguard (2020) Volllaststunden von Windenergieanlagen an Land, en ligne : https://www.windguard.de/veroeffentlichungen.html?file=files/cto_layout/img/unternehmen/veroeffentlichungen/2020/Volllaststunden%20von%20Windenergieanlagen%20an%20Land%202020.pdf

/5/ Allemagne-Energies (2021) Le nouveau gouvernement allemand veut accélérer la transition énergétique, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/12/08/le-nouveau-gouvernement-allemand-veut-accelerer-la-transition-energetique/

/6/ BMWK (2022) Habeck legt Eröffnungsbilanz Klimaschutz vor „Müssen Geschwindigkeit der Emissionsminderung verdreifachen.“ Communiqué de presse du 11 janvier 2022, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2022/01/20220111-habeck-legt-eroffnungsbilanz-klimaschutz-vor.html

/7/ FA Wind (2021) Ausbausituation der Windenergie an Land im Herbst 2021, en ligne : https://www.fachagentur-windenergie.de/fileadmin/files/Veroeffentlichungen/Analysen/FA_Wind_Zubauanalyse_Wind-an-Land_Herbst_2021.pdf

/8/ FA Wind (2019) Hemmnisse beim Ausbau der Windenergie in Deutschland, en ligne : https://www.fachagentur-windenergie.de/fileadmin/files/Veroeffentlichungen/Analysen/FA_Wind_Branchenumfrage_beklagte_WEA_Hemmnisse_DVOR_und_Militaer_07-2019.pdf

/9/ Allemagne-Energie (2018) Retour d´expérience des appels d´offres de l´éolien terrestre en 2017 (Mise à jour du 8 juin 2018), en ligne : https://allemagne-energies.com/2018/02/22/retour-dexperience-des-appels-doffres-de-leolien-terrestre-en-2017/

/10/ Umweltbundesamt (2019) Flächenanalyse Windenergie an Land, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/analyse-der-kurz-mittelfristigen-verfuegbarkeit-von

/11/ Deutsche WindGuard (2018) Status des Windenergieausbaus an Land in Deutschland 2017, en ligne : https://www.windguard.de/windenergie-statistik-jahr-2017.html

/12/ Deutscher Bundestag (2020) Rückbau und Entsorgung von Windrädern. Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der Fraktion der AfD. Bundestags-Drucksache 19/17209 vom 14.02.2020. Deutscher Bundestag. En ligne : http://dip21.bundestag.de/dip21/btd/19/172/1917209.pdf.

/13/ Bundesnetzagentur (2021) Ergebnisse der Ausschreibungen für Offshore-Windenergie, Communiqué de presse du 9 septembre 2021, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2021/20210909_Offshore.html

/14/ Allemagne-Energies (2020) Le développement de l´éolien maritime dans la partie allemande de la Mer du Nord tributaire de l’effet de sillage, en ligne : https://allemagne-energies.com/2020/04/17/le-developpement-de-leolien-maritime-dans-la-partie-allemande-de-la-mer-du-nord-tributaire-de-leffet-de-sillage/

Allemagne : les chiffres clés de l´énergie en 2021

L´édition 2022 est disponible ici

Texte mis à jour le 22.06.2022

Temps de lecture : 4 min (résumé), 30 min (article entier)

La transition énergétique allemande a du plomb dans l´aile mais nonobstant les ambitions politiques augmentent : critiqué par la Cour Constitutionnelle, le gouvernement relève l´objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre à 65% d´ici 2030 par rapport à 1990 et avance la neutralité carbone à 2045.  Or jusqu´à maintenant, au-delà des déclarations de principe, les stratégies efficaces ont souvent fait défaut.

Les émissions allemandes sont en hausse par rapport à 2020 et la part des énergies renouvelables dans le mix électrique baisse pour la première fois de manière significative. La production d´électricité à partir des centrales à charbon atteint à nouveau un niveau record mais le gouvernement maintient son calendrier de sortie du nucléaire.

A l´occasion de la présentation d´un premier bilan le 11 janvier 2022 /22/, Robert Habeck, codirigeant du parti des Verts, Vice-Chancelier et Ministre Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat, constate un retard considérable quant à l´atteinte des objectifs climatiques dans tous les secteurs. Les objectifs climatiques pour 2022 et 2023 sont déjà considérés inatteignables et les mesures actuellement engagées sont largement insuffisantes. Tout sera mis en œuvre pour atteindre les objectifs de 2030 définis dans le contrat de coalition du nouveau gouvernement /20/. C´est pour cela il faut tripler le rythme de réduction des émissions et faire nettement plus en moins de temps. Il est prévu de faire voter des mesures d´urgence courant 2022, afin qu´elles entrent en vigueur début 2023.

Selon les données statistiques, les résultats énergétiques 2021 se résument comme suit :

  • Après une année 2020 atypique du fait de la crise sanitaire, la reprise économique s´est traduite par un rebond de la consommation d´énergie primaire d´environ 3% par rapport à 2020 mais reste inférieure au niveau de 2019. Les énergies fossiles (pétrole, gaz naturel, houille et lignite) représentent plus des trois quarts de la consommation énergétique ;
  • La consommation d´électricité augmente de 3,3% et se rapproche de son niveau d´avant-crise sanitaire. Cette hausse est imputable à la reprise économique et à des températures globalement plus fraîches que l´année précédente ;
  • La production électrique des centrales conventionnelles progresse de presque 10%. Les centrales à charbon (lignite/houille) ont dépassé l´éolien (terrestre et maritime) et sont à nouveau la première source de production électrique ;
  • La production d´électricité renouvelable accuse une baisse de 5,3% par rapport à 2020 notamment en raison d´une forte baisse de la production éolienne. En conséquence, la part des énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité marque un recul à 42,1 % (2020 : 45,9%) ;
  • La lenteur du développement des énergies renouvelables, notamment de l´éolien, met en péril l´objectif du nouveau gouvernement de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité d´ici 2030 ;
  • Le solde exportateur s´élève à environ 19 TWh, soit au même niveau qu´en 2020 ;
  • Les émissions de gaz à effet de serre augmentent d´environ 4,5% (~ 33 MtCO2éq) par rapport à 2020 pour atteindre 762 MtCO2éq. Les émissions ont chuté de 38,7% depuis 1990, mais l´Allemagne s´est éloignée de l´objectif de réduction de 65% d´ici 2030.

Les projets phares du tournant énergétique allemand en 2021 : 

  • Taxe carbone sur les émissions des produits combustibles non couverts par le Système Européen d´Échange de Quotas d´Émissions ;
  • Avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables (EEG 2021) visant une part des énergies renouvelables de 65% à la consommation brute d´électricité d´ici 2030 ;
  • Avenant à la Loi sur la Protection du Climat pour un durcissement de l´objectif climatique (neutralité carbone en 2045) ;
  • Contrat de coalition du nouveau gouvernement visant entre autres une part des énergies renouvelables de 80% à la consommation brute d´électricité et 50% de la chaleur produite de manière climatiquement neutre d´ici 2030 ;
  • Arrêt de 3 centrales nucléaires et 6 centrales à charbon fin 2021Photo BNetzA

Consommation énergétique

Selon AG Energiebilanzen /1/, la consommation d´énergie primaire atteint 3407 TWh (293 Mtep) en 2021, cela correspond à une augmentation de 3,1 % (~ 103 TWh) par rapport à l´année précédente (2020 : 3304 TWh ou 284 Mtep). L´augmentation de la consommation énergétique a été entièrement assurée par des énergies conventionnelles. La contribution des énergies renouvelables a légèrement baissé par rapport à 2020.

La hausse de la consommation énergétique s´explique par la reprise économique et des températures plus fraiches par rapport à 2020. Corrigée de l´aléa météorologique la consommation énergétique augmente seulement de 0,6% selon /1/.

Toutefois, la consommation énergétique est encore inférieure au niveau d´avant la crise sanitaire. Le développement énergétique et économique en Allemagne continue d´être influencé par les effets de la pandémie.

Les énergies fossiles continuent de représenter plus des trois quarts de la consommation énergétique. Le pétrole reste l´énergie fossile la plus importante en 2021 suivi par le gaz naturel.

Néanmoins, la consommation des produits pétroliers a connu une réduction de 3,1% par rapport à 2020. Le recul de la part du pétrole dans la consommation d´énergie primaire à 32,3% (2020 : 34,4 %) s´explique en partie par la crise sanitaire et en partie par des effets de réduction de stocks compte tenu de la hausse du prix du combustible.

La consommation de gaz naturel a augmenté d´environ 5% par rapport à 2020. La part du gaz naturel dans la consommation d´énergie primaire augmente donc légèrement à 26,8% (2020 : 26,4%). Cause principale : les températures globalement plus fraiches au premier semestre et en conséquent une augmentation de la consommation de gaz pour la production de l´électricité et pour le chauffage. La forte hausse du prix du gaz au second semestre a entraîné un basculement vers d´autres sources d´énergie, comme la houille sur le marché de l´électricité. Malgré tout, le gaz naturel reste, après le fioul, la principale source d´énergie pour le chauffage en Allemagne.

Le charbon (couple lignite/houille) atteint une part totale de presque 18% de la consommation d´énergie primaire.

La consommation de lignite a augmenté de 17,7 % par rapport à 2020, mais reste environ 3% inférieure à 2019 et suit donc la tendance baissière à long terme. Le lignite atteint une part de 9,2% (2020 : 8,1%) de la consommation d´énergie primaire.

La consommation de la houille a augmenté de 16,5 % en 2021. L´utilisation de la houille dans les centrales électriques, ce qui représente environ la moitié de sa consommation totale, a augmenté de presque un quart. La demande de houille de l´industrie sidérurgique a augmenté de 12%. Comme pour le lignite, cette évolution a été favorisée par la hausse des prix des autres sources d´énergie ainsi que par la baisse de la production renouvelable. La houille atteint une part de 8,5% (2020 : 7,5%) de la consommation d´énergie primaire.

Soutenue par une consommation d´électricité plus élevée et une baisse de la production renouvelable, la production du nucléaire a augmenté de 7,4% et atteint une part de 6,1% (2020 : 5,9%) de la consommation d´énergie primaire.

Fig 1 Energie primaire 2021
Figure 1 : consommation d´énergie primaire selon /1/

La part des énergies renouvelables à la consommation d´énergie primaire a légèrement diminué à 15,9% (2020 : 16,5%). Cause principale une météo défavorable pour l´éolien et une consommation énergétique plus élevée en 2021 par rapport à 2020.

Consommation et production d´électricité

La consommation d´électricité représente environ un quart de la consommation brute d´énergie finale en Allemagne. Le secteur électrique a été influencé en 2021 par des facteurs assez divers :

  • Restrictions de la vie économique et publique dues à la crise sanitaire de la Covid -19 au début de l´année ;
  • Températures globalement plus froides au premier semestre ;
  • Forte baisse de la production éolienne du fait de conditions météorologiques défavorables ;
  • Reprise de l´activité économique aux 2e et 3e trimestres ;
  • Hausse significative du prix de gros sur le marché de l´électricité et de la tonne de CO2 sur le marché européen au cours du second semestre 2021.

La consommation intérieure brute d´électricité a été marquée à la fois par des températures relativement fraiches au premier semestre et par des effets de rattrapage conjoncturel. En 2021, elle a augmenté de 3,3% pour atteindre environ 565 TWh (2020 : 547 TWh), soit presque le niveau de 2019 (567 TWh). Le plus grand consommateur d´électricité a été l´industrie, avec une part d´environ 45 %, les ménages ont consommé environ un quart.

Sous l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables serait entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation intérieur brute baisse à 42,1 % contre 45,9% en 2020 selon BDEW/4/. Conformément aux prescriptions du gouvernement fédéral, il s´agit du taux déterminant pour la réalisation des objectifs en matière d´énergies renouvelables.

La production brute d´électricité a augmenté de 3,2 % à 586 TWh (2020 : 568 TWh). Le mix de production électrique enregistre en 2021 une hausse des sources conventionnelles de plus de 10%. Leur part dans la production brute est passée à presque 60% en 2021, soit environ 4% de plus par rapport à 2020. Presque 20% de la production nette de l´Allemagne (557 TWh) ont été fournis par des centrales à cogénération (production injectée dans le réseau public, autoconsommation de l´industrie et installations privées), soit environ 108 TWh /3/.

Depuis 1997, la production d´électricité renouvelable n´a cessé d´augmenter /4/. Les années avec des conditions métrologiques défavorables ont été compensées par l´augmentation de leur capacité installée. En revanche, en 2021 la production des énergies renouvelables accuse un recul de 5,3% par rapport à 2020 /3/, /4/. Leur part dans la production brute d´électricité baisse à 40,6% (2020 : 44,2%). En cause notamment la forte baisse de la production éolienne en raison des conditions météorologiques défavorables. En outre, l´ajout de nouvelles capacités a été faible en 2019 et 2020.

Fig 2 Production electricite 2020-2021
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2021 /4/ (données entre parenthèses pour 2020)

Le tableau 1 ci-dessous détaille la production brute pour chaque filière en 2021 par rapport à 2020 pour l´ensemble du secteur de l´électricité, y compris la production destinée à l´autoconsommation de l´industrie, individuelle et collective.

En dépassant l´éolien (terrestre et maritime), le charbon (couple lignite/houille) redevient la première source de production électrique en 2021, en hausse de presque 23% par rapport à 2020 malgré l´augmentation du coût des certificats de CO2 sur le marché européen. Le nucléaire a produit environ 7% de plus qu´en 2020. En revanche, la production des centrales à gaz a reculé de plus de 5%. Par l´effet du « merit order » elles se sont positionnées derrière le charbon suite à la forte augmentation du prix du gaz.

Malgré une forte baisse, l´ éolien (terrestre et maritime) a produit presque la moitié de l´électricité renouvelable sur l´ensemble de l´année. Le photovoltaïque a contribué pour environ un cinquième à la production renouvelable totale. Cette quantité d´électricité comprend non seulement les injections dans le réseau public mais aussi l´autoconsommation.

La production des déchets biogènes est en légère baisse par rapport à l´année précédente tandis que celle de la biomasse stagne.

La production de l´hydroélectricité, qui a une importance limitée outre-Rhin, augmente légèrement en 2021 par rapport à 2020.

T 1 Tableau Production_Consommation
Tableau 1 : production et consommation d´électricité 2020 et 2021 selon /4/ (les chiffres de 2021 sont provisoires)

Au cours de la dernière décennie, la production renouvelable a doublé, tandis que la production du couple houille/lignite a reculé de presque 40%. Malgré cela l´année 2021 marque pour la première fois une inversion des tendances : les énergies renouvelables reculent et le charbon (couple houille/lignite) est en hausse (cf. figure 3).

Fig 3 Evolution diferentes filieres
Figure 3 : évolution de la production brute des différentes filières depuis 2010 /4/

L´augmentation de la production renouvelable au cours de la dernière décennie ne cache toutefois pas le fait que la production nette totale bas-carbone (énergies renouvelables et nucléaire) est en baisse depuis 2020.

Les énergies renouvelables n´ont pas été en mesure de suppléer la perte de production résultant de l´arrêt de la centrale nucléaire de Philippsburg 2 fin 2019. Le bilan devrait encore s´aggraver après l´arrêt des centrales nucléaires de Gundremmingen unité C, Grohnde et Brokdorf fin 2021 /5/. Déjà dans le passé l´arrêt de centrales nucléaires a eu un impact négatif sur l´évolution de la production bas-carbone (figure 4).

Fig 4 co2 frei
Figure 4 : évolution de la production nette totale bas-carbone (énergies renouvelables et nucléaires) selon /1/

Après l´arrêt des trois dernières centrales nucléaires fin 2022 et sans qu´une seule tonne de CO2 supplémentaire soit économisée, une augmentation de 25% de la production renouvelable serait nécessaire pour pallier les 65 TWh nets produits par les six centrales nucléaires en 2021.

Puissance installée

Actuellement l´Allemagne exploite deux parcs de production en parallèle pour une pointe de consommation autour de 82 GW.

Le pays disposait fin 2021 d´un parc de production d´environ 225 GW nets hors systèmes de stockage (STEP, batteries etc.) dont ~ 87 GW de moyens pilotables conventionnels et ~138 GW d´installations renouvelables.

Compte tenu des centrales arrêtées fin 2021 et des centrales en réserve stratégique, environ 73 GW de centrales conventionnelles (y compris les centrales diverses mais hors systèmes de stockage) sont activement sur le marché électrique au début 2022.

Le tableau 2 ci-dessous détaille l´évolution de la puissance totale nette installée du secteur électrique en 2021 et 2020, y compris les centrales de l´industrie servant principalement à l´autoconsommation.

T2 Puissance installee 2021
Tableau 2 : Puissance installée en 2020 et 2021 hors du stockage de l´énergie (stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), batteries, etc.) Les chiffres de 2021 sont provisoires

Centrales conventionnelles

Centrales nucléaires

Début 2022 la puissance installée a baissé à 4,055 GW par suite de l´arrêt de trois centrales nucléaires (4,058 GW) le 31.12.2021 /5/.

Centrales à houille

Début 2022 une puissance d´environ 14 GW est activement disponible sur le marché de l´électricité.

Suite aux résultats des deux premiers appels d´offres sur la fermeture anticipée des centrales à houille et centrales à lignite inférieures à 150 MW, environ 5,6 GW ont été fermés ou retirés du marché en 2021 /7/. De plus environ 4,3 GW sont en réserve stratégique en marge du marché de l´électricité. Ces centrales pourraient être activées en cas de besoin.

Centrales à lignite

Début 2022 environ 17 GW sont activement disponibles sur le marché de l´électricité /7/.

Environ 1,8 GW ont été fermés ou retirés du marché en 2021 et environ 1,9 GW sont en marge du marché assurant une réserve ultime pour des situations extrêmes. Ces centrales doivent être opérationnelles dans un délai de 10 jours

Centrales à gaz

Début 2022 environ 27,4 GW sont activement sur le marché de l´électricité /7/. Environ 2,2 GW ont été fermés ou retirés du marché et environ 2,6 GW sont en réserve stratégique ou font partie du mécanisme de capacité.

Centrales au fioul

Début 2022 environ 2,9 GW sont activement sur le marché de l´électricité/7/. Environ 1,6 GW sont actuellement en réserve stratégique et 0,4 GW fermés ou retirés du marché.

Stockage d´énergie

L´Allemagne dispose début 2022 d´une capacité de stockage totale d´environ 10,4 GW/7/.

Les STEP (Stations de Transfert d´Énergie par Pompage) ont une capacité nette totale de 9,8 GW y compris les installations au Luxembourg et en Autriche qui injectent de l´électricité directement dans le réseau allemand et la capacité des batteries est estimée à environ 0,6 GW/7/.

Outre la capacité de stockage (GW), la quantité d´électricité stockée (GWh) est un paramètre important, car la capacité de puissance seule ne fournit pas d´informations sur la durée pendant laquelle cette capacité peut être mobilisée. Il convient de faire la distinction entre la quantité de stockage théorique et la quantité réelle. En effet, de nombreux systèmes de stockage par batterie ne sont pas entièrement déchargeables en mode de fonctionnement normal. Ces données ne sont malheureusement pas suffisamment connues.

La durée de fonctionnement à pleine charge des stations de pompage-turbinage est également limitée dans le temps en fonction du niveau de remplissage lorsqu´elles sont appelées. La quantité d´énergie stockée maximale actuellement disponible des STEP connectées au réseau allemand correspond à environ 40 GWh par cycle de charge.

Il n´est donc guère possible d´en tirer une conclusion étayée sur la disponibilité des capacités de stockage en cas de besoin /2/.

Energies renouvelables

La capacité installée des énergies renouvelables a augmenté de près de 7 GW, soit un peu plus de 5% par rapport à 2020, pour passer à 137,7 GW (cf. tableau 2). Toutefois, la capacité ajoutée en 2019 et 2020 a été faible et le développement doit être fortement redynamisé pour atteindre les objectifs climatiques à l´horizon de 2030 /28/.

Photovoltaïque

Environ 5 GWc (~ 9%) ont été ajoutés, portant la capacité nette totale installée à 58,7 GWc fin 2021. C´est la première fois depuis 2012 que la capacité photovoltaïque ajoutée atteint les 5 GW. Seule la période 2010 – 2012 a connu un ajout annuel plus élevé.

Éolien terrestre

La capacité installée des éoliennes terrestres a augmenté de près de 1,7 GW en 2021, soit environ 3% pour atteindre un total d´environ 56,1 GW. La tendance de développement est certes positive par rapport à 2020 qui a été très faible avec un ajout de seulement 1,2 GW. Mais la construction annuelle de nouvelles éoliennes reste toujours nettement inférieure à celle des années 2014 – 2017.

Éolien en mer

Aucune nouvelle éolienne n´a été ajoutée en 2021. La puissance totale s´élève à 7,8 GW fin 2021.

Hydroélectricité/Biomasse/Déchets biogènes

La capacité installée a peu évolué par rapport à 2020.

Relation entre puissance installée et production réalisée

La puissance nette installée des énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) représente plus de la moitié de la puissance totale installée en Allemagne fin 2021. Cependant, la contribution de l´éolien et du photovoltaïque à la production nette d´électricité – lissée sur l´année – a été inférieure à 30% (voir figure 5). Cela correspond à un facteur de charge moyen [1] d´environ 15%, sans toutefois apporter une contribution durable à la sécurité d´approvisionnement car la production est très fluctuante au cours de l´année.

Fig 5 Capacite_production en pourcent 2021
Figure 5 : puissance nette installée et production nette en pourcentage en 2021 (hors STEP) selon /3/

A titre de comparaison, le nucléaire allemand, qui, avec 8,1 GW nets, représente environ 3,6% de la puissance installée en 2021, a produit 11,7 % nets de l´électricité. Cela correspond à un facteur de charge moyen d´environ 92%.

Faits marquants des énergies renouvelables intermittentes en 2021

Les résultats des énergies renouvelables démontrent les limites de la conversion aux sources renouvelables intermittentes.

Outre de nombreux épisodes de faible production éolienne et photovoltaïque au cours de l´année, une forte variabilité inter-saisonnière et interannuelle des sources renouvelables intermittentes a été à nouveau mise en évidence en 2021.

Normalement l´automne et l´hiver sont les périodes les plus venteuses. En revanche, le premier trimestre 2021 a connu une période assez peu venteuse (voir figure 6). La production éolienne terrestre a baissé de 13% par rapport à l´année précédente. La production éolienne en mer a été en baisse de 11% par rapport à 2020. En cause l´absence de tempêtes hivernales.

Fig 6 Jahresverlauf Wind 2021
Figure 6 : fluctuation mensuelle de la production éolienne en 2021 et variation en pourcentage par rapport à 2020 /3/

Le photovoltaïque a produit 4,9 % de plus que l´année précédente. Selon le service météorologique allemand, la durée d´ensoleillement a été avec 1 650 heures au-dessus de la moyenne, mais inférieure aux 1 901 heures de 2020 /12/.

Notamment janvier 2021 a été marqué par la pluie et le manque de soleil (voir figure 7). La production était nettement inférieure par rapport à janvier 2020 (- 42,4 %). En revanche, en juin (+ 28,7%) et en octobre (+ 53,8%) la production photovoltaïque a été la plus élevée jamais enregistrée pendant ces mois-ci.

La production hydroélectrique s´est accrue de 3,7 % par rapport à 2020 en raison de fortes précipitations durant les mois d´été /4/.

Fig 7 Jahresverlauf PV_Hydro 2021
Figure 7 : fluctuation mensuelle de la production photovoltaïque et hydroélectrique en 2021 et variation en pourcentage par rapport à 2020 /3/

Échanges transfrontaliers d´électricité

Le solde des exportations d´électricité de l´Allemagne a baissé au cours des dernières années et s´élève selon /1/ à environ 19,3 TWh en 2021 (figure 8).

Les échanges transfrontaliers dépendent non seulement de l´offre et de la demande, mais aussi des prix de l électricité dans les pays voisins. Les prix de gros sur le marché day-ahead de chaque pays sont le résultat de cette interaction.

Depuis novembre 2020, l´échange transfrontalier direct entre l´Allemagne et la Belgique est possible via l´interconnexion ALEGrO /8/. En avril 2021, l´interconnecteur NordLink /9/, qui relie la Norvège avec l´Allemagne, est pleinement entré en fonction.

Fig 8 export _ import
Figure 8 : solde des échanges transfrontaliers d´électricité en TWh selon /1/ (les chiffres de 2021 sont provisoires)

La structure des échanges physiques entre l´Allemagne et les pays voisins a changé. Les exportations vers la Suisse et la France ont augmenté, les importations ont été plus importantes en provenance de la République tchèque et de l´Autriche. Il convient toutefois de noter qu´en raison de la situation centrale de l´Allemagne en Europe, une certaine partie des flux physiques transfrontaliers sont des flux de transit et des flux en boucle.

Pour un pays donné, le solde total des échanges physiques et contractuels devrait, dans l´idéal, être le même.

Modernisation des réseaux de transport

Le développement des réseaux de transport et de distribution est crucial pour la transition énergétique /10/, /11/.

Les gisements de vent, dans le nord du pays, étant géographiquement distants des grands centres de consommation dans l´ouest et sud industriel, l´épine dorsale est constituée par plusieurs tracés nord – sud en courant continu afin de limiter les congestions.

Le plan actuel du réseau de transport prévoit environ 12.260 km terrestres (nouvelles lignes et renforcement des lignes existantes). Seuls 15,8% (1.934 km) étaient réalisés fin 2021 /10/.

A cela se rajoute la connexion des éoliennes en mer, environ 3650 km à réaliser d´ici 2030.

Le développement des réseaux de distribution est également d´une grande importance pour la mise en œuvre de la transition énergétique. La majorité des installations d´énergies renouvelables décentralisées y est raccordée. De plus, l´électrification des autres secteurs de l´économie conduit à la croissance rapide des nouveaux consommateurs connectés majoritairement au réseau de distribution.

Émissions de gaz à effet de serre

Les émissions de gaz à effet de serre augmentent de 4,5% (~ 33 Mt CO2éq) par rapport à 2020 pour atteindre 762 Mt CO2éq selon Agence Fédérale de l´Environnement /27/. Cela correspond à une réduction de 38,7% versus 1990. L´augmentation des émissions est particulièrement marquée dans le secteur de l´énergie. L´Allemagne prend du retard sur ses ambitions d´une réduction de 65% d´émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 par rapport à 1990.

Le secteur de l´énergie enregistre une hausse des émissions de gaz à effet de serre d´environ 27 Mt CO2éq pour atteindre 247 Mt CO2éq notamment en raison d´une hausse des émissions du secteur électrique.

Les émissions de gaz à effet de serre liées à la production d´électricité sont en 2021 avec ~ 223 Mt CO2éq en forte augmentation par rapport à 2020 (~195 Mt CO2éq), année atypique du fait de la crise sanitaire et des faibles niveaux de consommation. Les causes sont la hausse de consommation d´électricité, la baisse de la production renouvelable et le recours accru aux centrales à charbon en raison de la forte augmentation du prix du gaz. Pour l´année 2021, l´intensité carbone est estimé à 428g CO2éq /kWh /29/.

Pour le secteur de l´énergie n´existent que des objectifs sectoriels pour 2020 et 2022. Malgré la forte augmentation des émissions, ce secteur pourrait encore atteindre son objectif de 2022, soit 257 Mt CO2éq, compte tenu du fait qu´en 2020 les émissions ont été avec 220 Mt CO2éq bien en-dessous de la valeur cible de 280 Mt CO2éq.

Dans le secteur de l´industrie, les émissions ont augmenté d´environ 9 Mt CO2éq, soit 5,5 % par rapport à l´année précédente. Avec environ 181 Mt CO2éq, le secteur se situe juste en dessous de la limite fixée par la loi fédérale sur la protection du climat (182 Mt CO2éq).

En revanche, les objectifs sectoriels fixés pour 2021 n´ont pas été atteints dans les secteurs du bâtiment et des transports.

Pour le secteur du bâtiment c´est la deuxième fois consécutive. Bien que les émissions dans ce secteur aient baissé à 115 Mt CO2éq, soit environ -3,3% par rapport à l´année précédente, l´objectif sectoriel de 113 Mt CO2éq pour 2021 a été légèrement dépassé. La principale raison a été un effet spécial, la nette diminution de l´achat de fioul. Les stocks de fioul ont déjà été largement augmentés en 2019 et 2020 en raison des prix avantageux.

Pour le secteur des transports, malgré des activités économiques encore réduites en 2021 en raison de la crise sanitaire, l´objectif de 145 Mt CO2éq a été avec 148 Mt CO2éq réalisés également manqué de justesse.

L´avenant à la Loi sur la Protection du Climat fixe des objectifs juridiquement contraignants en matière d´émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique.

En cas de non-respect des objectifs climatiques, les ministères compétents doivent présenter un programme d´urgence afin de s´engager le plus rapidement possible sur une voie de réduction pour atteindre les objectifs annuels. Le gouvernement fédéral travaille sur un programme d´urgence pour le climat qui devrait répondre à ces exigences.

La figure 9 montre l´évolution entre 2010 et 2021 des émissions allemandes de gaz à effet de serre contenues dans le « panier de Kyoto » en millions de tonnes de CO2éq par an et les objectifs de 2030 selon l´avenant à la Loi sur la Protection du Climat (source des valeurs est l´Agence Fédérale de l´Environnement /26/, /27/).

Fig 9 emission 2021
Figure 9 : évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an (hors secteur des terres et forêts – UTCATF) et objectifs

Pour atteindre les objectifs de 2030, il faut désormais réduire les émissions de 6% par an. Depuis 2010, la réduction moyenne n´a même pas atteint 2% par an /27/.

En l´absence de nouvelles mesures de protection du climat, conjuguée à l´arrêt de trois centrales nucléaires (environ 4 GW de capacité bas carbone) fin 2021 (voir plus loin), l´espérance d´une réduction des émissions en 2022 s´amenuise.

Evolution des prix de gros de l´électricité 

La forte hausse des prix des énergies fossiles a secoué les marchés de l´énergie en 2021 /2/.

Le gaz naturel a connu un tel renchérissement que le charbon est devenu plus avantageux, bien que le prix de la tonne de CO2 sur le marché européen ait battu de nouveaux records.

Si 2020 avait été marqué par une moyenne annuelle du prix du marché journalier de l´électricité de 30,47 €/MWh dans la zone Allemagne/Luxembourg, celle-ci a triplé en 2021 (voir tableau 3) en passant à 96,85 €/MWh /12/, /13/. Le prix de gros a marqué un record depuis 2000, date du début des échanges boursiers d´électricité en Allemagne.

T3 prix spot
Tableau 3 : sélection des prix de gros day-ahead pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg /12/

Le prix de gros le plus élevé de l´année a été enregistré le mardi 21 décembre entre 17h et 18h avec 620,00 €/MWh. Une consommation d´électricité élevée de 66,5 GW a coïncidé avec une production renouvelable de seulement 8,8 GW.

Le prix de gros le plus bas a été enregistré le samedi 22 mai entre 14h et 15h avec – 69,00 €/MWh. Dans cette plage horaire, la production renouvelable a été très élevée, couvrant presque 98% de la consommation totale.

Pendant environ 30% des jours de l´année, le prix de gros sur le marché day-ahead a été négocié à plus de 100 €/MWh.

Bien que le volume négocié sur les bourses ne représente qu´une fraction du volume total des échanges commerciaux, les marchés day-ahead de l´EPEX SPOT pour une livraison d´électricité le jour suivant sont considérés comme un indicateur des prix. Une fourchette de prix de -500 €/MWh à 3 000 €/MWh est définie pour le négoce day-ahead /14 /.

La figure 10 montre la moyenne du prix day-ahead par mois calculée à partir des 24 prix horaires d´une journée pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg.

fig 10 Prix spot 2019_2021
Figure 10 : prix sur le marché day-ahead de l´EPEX SPOT (moyenne par mois de 2019 à 2021) pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg /15/

L´année 2021 a été marquée par une évolution des prix de gros sans précédent. Le prix de gros sur le marché day-ahead a plus que quadruplé en passant de 52,81 €/MWh en janvier à 221,06 €/MWh en décembre. La raison en était l´augmentation du prix du gaz naturel et l´utilisation accrue de centrales à charbon. Cela a entrainé un accroissement de la demande de certificats d´émission de CO2 suivi d´une forte hausse du prix de la tonne de CO2 sur le marché européen.

Toutefois les résultats des échanges sur le marché à terme qui donnent une indication de l´évolution future des prix de gros laissent présumer une baisse des prix à partir d´avril 2022.

Episodes de prix négatifs au marché spot

Depuis plusieurs années le marché de gros en Allemagne est confronté à des épisodes de prix négatifs. Dans ces situations, les vendeurs payent les acheteurs, ce qui constitue une situation de marché singulière. Ces situations apparaissent en particulier en cas d´abondance de production d´électricité d´origine renouvelable mais de faible demande, situations au cours desquelles certains moyens de production classiques ne peuvent pas fonctionner en deçà d´un minimum technique.

Depuis 2015 les épisodes de prix négatifs sont bien plus fréquents et marqués. En 2020 le nombre de pas horaires de prix négatifs a battu un record avec 298. En revanche en 2021 le nombre de pas horaires a diminué de plus de la moitié à 139 /12/, /13/. La figure 11 montre les pas horaires mensuels avec des prix négatifs négociés sur le marché day-ahead.

Fig 11 Nombre heures prix negatif 2019_2021
Figure 11 : pas horaires par mois avec des prix négatifs sur le marché de gros /10/, /13/

La réglementation en vigueur depuis 2017 prévoit la suspension de la rémunération si le prix de gros affiche une valeur négative pendant au moins six heures sans interruption pour les éoliennes > 3 MW et les autres installations d´énergies renouvelables > 500 kW mises en service à partir de 2016. Dans ce cas les exploitants ne recevront plus le complément de rémunération rétroactivement à partir de la première heure de prix négatif.

La règle des 6 heures s´est appliquée pour 80 pas horaires avec des prix négatifs en 2021 contre 192 pas horaires en 2020.

Dans le cadre de l´avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables, entré en vigueur début 2021 (EEG 2021, voir plus bas), la suspension de la rémunération des nouvelles installations d´énergies renouvelables > 500 kW intervient si le prix de gros affiche une valeur négative pendant au moins quatre heures sans interruption. Il s´agit d´un durcissement de la réglementation de 2017 qui reste toutefois en vigueur pour les installations mises en service avant 2021. En 2021, la règle des 4 heures s´est appliquée pour 117 pas horaires avec des prix de gros négatifs.

Selon le bureau d´études FfE (Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH) la valeur du marché des prix négatifs est évaluée à environ 504 M€ pour la période de 2017 à 2020 /16/ soit environ 126 M€ par an. Ce montant est dérisoire par rapport au montant annuel global d´électricité négocié à la bourse. 

Projets phares du tournant énergétique en 2021 

Les projets phares du tournant énergétique allemand en 2021 étaient :

Taxe carbone

La taxe carbone sur les émissions des produits combustibles non couverts par le Système Européen d´Échange de Quotas d´Émissions est entrée en vigueur début 2021 /17/. Le prix initial à partir de 2021 a été fixé à 25 Euros par tonne de CO2. La taxe est censée augmenter régulièrement pour donner un signal prix, incitant à réduire l´usage des énergies fossiles.  En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 55 à 65 Euros par tonne de CO2.

Les recettes de la taxe carbone seront réinvesties dans des mesures de protection du climat ou restituées aux citoyens à titre de compensation (par exemple allègement de la charge de soutien des énergies renouvelables).

Avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables (EEG 2021)

L´avenant, entré en vigueur début 2021 /18/ vise l´objectif d´une part des énergies renouvelables de 65% à la consommation brute d´électricité d´ici 2030 en tablant sur une consommation brute de 580 TWh. La loi prévoit une trajectoire de développement de la puissance installée jusqu´en 2030, soit 71 GW pour l´éolien terrestre, 20 GW pour l éolien en mer, 100 GW pour le photovoltaïque et 8,4 GW pour la biomasse. Dans ce contexte, la loi fixe, de manière contraignante, la feuille de route pour y parvenir.

Avenant à la Loi sur la Protection du Climat

Critiquée par sa Cour Constitutionnelle, le gouvernement sortant a durci considérablement ses objectifs climatiques. Le gouvernement compte atteindre la neutralité carbone en 2045, soit cinq ans plus tôt que prévu par l´Union européenne. L´avenant à la Loi sur la Protection du Climat est entré en vigueur fin août 2021 /19/.

Comme étape intermédiaire une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 65% d´ici 2030 par rapport à 1990 est visée, contre 55% auparavant. Jusqu´à 2030, la Loi fixe des objectifs juridiquement contraignants en matière d´émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique. La part la plus importante des réductions supplémentaires sera supportée par le secteur énergétique et celui de l´industrie.

La définition de mesures concrètes a été laissée au nouveau gouvernement formé après les élections fédérales en septembre 2021.

Contrat de coalition du nouveau gouvernement

Le nouveau gouvernement allemand, formé par les Sociaux-démocrates, les Verts et les Libéraux a pris ses fonctions le 8 décembre 2021. Le contrat de coalition de 177 pages décrit les grandes lignes de la politique commune en matière de climat et énergie /20/.

Le nouveau gouvernement plaide pour une « économie socio-écologique de marché » et fait la part belle à la lutte contre le changement climatique. Il est prévu de créer un ensemble de règles pour mettre l´Allemagne sur la voie de +1,5 °C, selon le préambule du contrat de coalition.

En supprimant les obstacles au développement des énergies renouvelables, un nouveau rythme sera apporté à la transition énergétique. Une part de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité est maintenant visée d´ici 2030 contre 65% par le gouvernement sortant (voir EEG 2021 plus haut). Suite à l´électrification accrue des autres secteurs de l´économie, le nouveau gouvernement table sur une consommation brute de 680 à 750 TWh d´ici 2030. Le gouvernement sortant visait encore sur une consommation brute d´électricité de 580 TWh en 2030 (voir plus haut).

D´ici 2030, il est prévu d´augmenter la capacité du photovoltaïque à 200 GW avec obligation d´installation solaire pour les nouveaux bâtiments professionnels et celle des éoliennes en mer à 30 GW. Le nouveau gouvernement vise 40 GW d´ici 2035 et au moins 70 GW d´éoliennes en mer d´ici 2045. Aucune valeur cible n´est fixée pour les éoliennes terrestres dans le contrat de coalition. Une surface totale de l´Allemagne de 2 % sera requise pour les éoliennes terrestres. Sur cette base, il est possible de déterminer un corridor qui se situe entre 100 et 130 GW de puissance installée en 2030.

Confirmant l´arrêt des dernières centrales nucléaires d´ici 2022, le nouveau gouvernement souhaite aussi accélérer la sortie du charbon, actuellement prévue pour 2038, et l´avancer à 2030 « dans l´idéal ».

Dans le secteur de la chaleur un objectif de 50% de chaleur produite de manière climatiquement neutre est visé d´ici 2030. Pour avancer la décarbonation des transports le contrat de coalition prévoit 15 millions de voitures électriques et un million de bornes de recharge publiques à l´horizon 2030. Seuls les véhicules dits “zéro émission” seront autorisés à la vente à partir de 2035.

Les mesures actuellement engagées sont largement insuffisantes. Le nouveau gouvernement a l´intention de mettre en place un programme d´urgence pour la protection du climat avec des lois et mesures concrètes en 2022.

Arrêt de 3 centrales nucléaires et 6 centrales à charbon fin 2021

Conformément à la loi de sortie du nucléaire de 2011 trois centrales nucléaires ont été arrêtées définitivement le 31 décembre 2021 /21/. Il s´agit des centrales de Gundremmingen unité C, Grohnde et Brokdorf. L´Allemagne perd ainsi 4058 MW nets de moyens pilotables bas carbone. Les trois dernières centrales nucléaires (Emsland, Neckarwestheim unité 2 et Isar unité 2) d´une puissance totale nette de 4055 MW seront arrêtées fin 2022.

Dans le cadre de la loi sur l´arrêt définitif du charbon, six centrales ont été arrêtées en décembre 2021. Trois centrales à lignite d´une puissance totale de 910 MW sont concernées. Il s´agit des centrales Niederaußem unité C (295 MW), Neurath unité B (294 MW) et Weisweiler unité E (321 MW). Ces trois unités ont chacune fonctionné pendant plus de 49 ans /6/.

Suite aux résultats du deuxième appel d´offres sur la fermeture anticipée des centrales à houille et centrales à lignite inférieures à 150 MW, trois offres ont été retenues pour un volume de 1514 MW /24/. Il s´agit des centrales Mehrum (690 MW), Wilhelmshaven (757 MW) et Deuben (67 MW). Ces centrales ne seront plus autorisées à brûler de la houille ou du lignite à partir du 8 décembre 2021. Les centrales de Mehrum et de Wilhelmshaven sont en service depuis 1979 et 1976. La centrale de Deuben a été connectée au réseau en 1936.

La centrale de Mehrum a été mise en réserve stratégique suite à son classement « importance systémique » /12/.

Début 2021 le premier appel d´offres a entrainé l´arrêt ou retrait du marché d´environ 4,8 GW /23/. Les gestionnaires avaient identifié une « importance systémique » aux centrales Heyden unité 4 de l´exploitant Uniper (puissance électrique 875 MW), Walsum unité 9 de l´exploitant Steag (puissance électrique 370 MW) et Westfalen unité E de l´exploitant RWE (puissance électrique 764 MW).

L´Agence Fédérale des Réseaux a accepté le classement en « importance systémique » des centrales Heyden 4 et Westfalen E /25/. Les deux centrales seront converties en déphaseur rotatif et pourront ainsi contribuer à la stabilité du réseau à l´avenir par la fourniture ou absorption de puissance réactive. Le fonctionnement en tant que déphaseur ne nécessite plus de bruler du charbon dans la centrale.

Tandis que la conversion de la centrale de Westfalen E doit se faire rapidement, la conversion de la centrale de Heyden 4 ne pourra avoir lieu qu´à partir d´octobre 2022 pour des raisons de planification. D´ici là elle a été mise en réserve stratégique afin de suppléer en cas de besoin à la perte de puissance réactive suite à la fermeture de la centrale nucléaire de Grohnde et ainsi éviter des états critiques sur le réseau au début des périodes prolongées de vent faible au printemps 2022.


1) Le facteur de charge est le rapport entre l’énergie électrique effectivement produite par une unité de production sur une période donnée et l’énergie qu’elle aurait produite si elle avait fonctionné à sa puissance maximale durant la même période.

Références 

/1/ AGEB (2022) Energiebilanzen, en ligne :  https://ag-energiebilanzen.de/

/2/AGORA Energiewende (2022) Die Energiewende in Deutschland: Stand der Dinge 2021. Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2022, en ligne :https://www.agora-energiewende.de/veroeffentlichungen/die-energiewende-in-deutschland-stand-der-dinge-2021/

/3/ BDEW (2022) Die Energieversorgung 2021 – aktualisierter Jahresbericht, 14.06.2022, Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), en ligne : https://www.bdew.de/service/anwendungshilfen/die-energieversorgung-2021/

/4/ BDEW (2022) Stromerzeugung und -verbrauch in Deutschland. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW). En ligne : https://www.bdew.de/energie/stromerzeugung-und-verbrauch-deutschland/.

/5/ Allemagne-Energie (2022), Allemagne : arrêt définitif de trois centrales nucléaires le 31 décembre 202, en ligne : https://allemagne-energies.com/2022/01/02/allemagne-arret-definitif-de-trois-centrales-nucleaires-le-31-decembre-2021/

/6/RWE Power (2021) Stilllegungen zum Jahresende: RWE setzt gesetzlich festgelegten Ausstieg aus Kohle und Kernkraft um, Communiqué de presse du 30 décembre 2021, en ligne : https://www.rwe.com/presse/rwe-power/2021-12-30-rwe-setzt-gesetzlich-festgelegten-ausstieg-aus-kohle-und-kernkraft-um

/7/ Bundesnetzagentur (2022) Kraftwerksliste, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html

/8/ Allemagne-Energie (2018) Aix-la-Chapelle : Inauguration du chantier pour la première interconnexion électrique entre la Belgique et l´Allemagne ce mardi 30 octobre 2018, en ligne : https://allemagne-energies.com/2018/11/01/aix-la-chapelle-inauguration-du-chantier-pour-la-premiere-interconnexion-electrique-entre-la-belgique-et-lallemagne-ce-mardi-30-octobre-2018/

/9/ TenneT (2020) TenneT starts Trial Operation of NordLink. Communiqué de presse du 9 décembre 2020. TenneT TSO GmbH. En ligne : https://www.tennet.eu/fileadmin/user_upload/Company/News/German/Fischer/2020/20201209_PM_TenneT_NordLink_Probephase_Markteintritt_EN.pdf.

/10/ Bundesnetzagentur (2022), Netzausbau, Monitoringbericht, en ligne : https://www.netzausbau.de/Vorhaben/uebersicht/report/de.html

/11/ Allemagne-Energie (2021) La modernisation des réseaux électriques – talon d´Achille de l´Energiewende, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/11/02/la-modernisation-des-reseaux-electriques-talon-dachille-de-lenergiewende/

/12/ Bundesnetzagentur (2022) smard Der Strommarkt im Jahr 2021 en ligne : https://www.smard.de/page/home/topic-article/444/206664

/13/ Bundesnetzagentur (2022) Bundesnetzagentur veröffentlicht Daten zum Strommarkt 2021, Communiqué de presse du 7 janvier 2022, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2022/20220107_smard.pdf?__blob=publicationFile&v=3

/14/ EPEX SPOT (2021) Trading at EPEX SPOT 2021. EPEX SPOT. En ligne : https://www.epexspot.com/sites/default/files/2021-05/21-03-15_Trading%20Brochure.pdf

/15/ Bundesnetzagentur (2022), smard – Strommarktdaten, en ligne : https://www.smard.de/en

/16/ FfE (2021) Deutsche Strompreise an der Börse EPEX Spot in 2020. FfE Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH. En ligne : https://www.ffegmbh.de/kompetenzen/wissenschaftliche-analysen-system-und-energiemaerkte/strommarkt/1040-deutsche-strompreise-an-der-boerse-epex-spot-in-2020

 /17/Allemagne-Energies (2020)  L´Allemagne instaure la « taxe carbone » à partir de 2021 dans les secteurs non couverts par le système européen d´échange de quotas d´émission, en ligne https://allemagne-energies.com/2020/10/10/lallemagne-instaure-la-taxe-carbone-a-partir-de-2021-dans-les-secteurs-non-couverts-par-le-systeme-europeen-dechange-de-quotas-demission/

/18/ OFATE (2021) Mémo sur la loi allemande sur les énergies renouvelables 2021. 22 janvier 2021. Office franco-allemand pour la transition énergétique. En ligne : https://energie-fr-de.eu/fr/systemes-marches/actualites/lecteur/memo-sur-la-loi-allemande-sur-les-energies-renouvelables-2021.html

/19/ Allemagne-Energies (2021) Le Conseil des Ministres allemand adopte le 12 mai 2021 le projet révisé de la Loi Fédérale sur la Protection du Climat (Bundes-Klimaschutzgesetz) suite au jugement de la Cour Constitutionnelle Fédérale, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/05/13/le-conseil-des-ministres-allemand-adopte-le-12-mai-2021-le-projet-revise-de-la-loi-federale-sur-la-protection-du-climat-bundes-klimaschutzgesetz-suite-au-jugement-de-la-cour-constitutionnelle-feder/

/20/ Allemagne-Energies (2021) Le nouveau gouvernement allemand veut accélérer la transition énergétique, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/12/08/le-nouveau-gouvernement-allemand-veut-accelerer-la-transition-energetique/

/21/ Allemagne-Energies (2022) Allemagne : arrêt définitif de trois centrales nucléaires le 31 décembre 2021, en ligne : https://allemagne-energies.com/2022/01/02/allemagne-arret-definitif-de-trois-centrales-nucleaires-le-31-decembre-2021/

/22/ OFATE (2022) Bilan d’ouverture du ministre fédéral de l’Économie et du climat, 11 janvier 2022, en ligne : https://energie-fr-de.eu/fr/societe-environnement-economie/actualites/lecteur/bilan-douverture-du-ministre-federal-de-leconomie-et-du-climat.html

/23/ Allemagne-Energies (2021) Résultat du premier appel d´offres sur la sortie des centrales à houille et petites centrales à lignite inférieures à 150 MW – presque 4,8 GW de centrales à charbon seront arrêtées, en ligne https://allemagne-energies.com/2020/12/03/resultat-du-premier-appel-doffres-sur-la-sortie-des-centrales-a-houille-et-petites-centrales-a-lignite-inferieures-a-150-mw-presque-48-gw-de-centrales-a-charbon-seront-arretees-fin-2020/

/24/ Allemagne-Energies (2021) Évolutions récentes de la sortie progressive du charbon en Allemagne, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/04/17/evolutions-recentes-de-la-sortie-progressive-du-charbon-en-allemagne/

/25/ Bundesnetzagentur (2021) Bundesnetzagentur gibt grünes Licht für Umbau stillzulegender Steinkohlekraftwerke zur Netzsicherheit, Communiqué de presse du 1er juin 2021, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2021/20210601_SystemRel.html?nn=265778

/26/ UBA (2022) Finale Klimabilanz 2020: Emissionen sanken um 41 Prozent gegenüber 1990, Communiqué de presse n° 5/2022 du 20 janvier 2022, Umweltbundesamt, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/presse/pressemitteilungen/finale-klimabilanz-2020-emissionen-sanken-um-41

/27/ UBA (2022) Treibhausgasemissionen stiegen 2021 um 4,5 Prozent, Communiqué de presse n° 15/2022 du 14 mars 2022, Umweltbundesamt, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/presse/pressemitteilungen/treibhausgasemissionen-stiegen-2021-um-45-prozent

/28/ BMWi (2022) Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland, Stand 2/2022, Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz. En ligne : https://www.erneuerbare-energien.de/EE/Navigation/DE/Service/Erneuerbare_Energien_in_Zahlen/Zeitreihen/zeitreihen.html.

/29/ UBA (2022) Entwicklung der spezifischen Treibhausgas-Emissionen des deutschen Strommix in den Jahren 1990 – 2021, CLIMATE CHANGE 15/2022, Avril 2022, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/entwicklung-der-spezifischen-kohlendioxid-8

La charge de soutien aux énergies renouvelables électriques baisse de 43% en 2022

Temps de lecture : 5 minutes 

  • La charge de soutien aux énergies renouvelables électriques tombe en 2022 à son plus bas niveau depuis 10 ans ;
  • La flambée des prix de l´électricité sur le marché de gros et la subvention de l´État financée par les recettes de la taxe carbone entraînent la baisse de la charge de soutien à 37,23 €/MWh en 2022 soit environ – 43% par rapport à 2021;
  • Une baisse du prix de l´électricité est peu probable compte tenu de l´augmentation des autres composants de ce prix (fourniture, acheminement)
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Source : Bundesnetzagentur – smard

Les gestionnaires des réseaux de transport (GRT) ont annoncé mi-octobre le montant de la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques pour 2022 /1/, /2/. Elle diminuera de manière significative, passant de 65 €/MWh en 2021 à 37,23 €/MWh. Le montant diminue donc de près de 43 % et se situe nettement en-dessous du plafond de 60 €/MWh décidé par l´État pour 2022.

Un montant inférieur à 40 €/MWh a été atteint pour la dernière fois en 2012 (35,92 €/MWh) et ce malgré le doublement du volume d´électricité d´origine renouvelable, soit 239 TWh estimés pour 2022 contre 118 TWh en 2012 (voir figure 1).

Fig 1 EEG Umlage 2022
Figure 1 : Evolution de la charge de soutien et de la production des EnR électriques soutenues /3/

La raison principale de la forte baisse de la charge de soutien est la flambée des prix de l´électricité sur le marché de gros. L´augmentation des recettes de la vente de l´électricité renouvelable au marché réduit considérablement le montant de soutien.  Il se rajoute, comme l´année dernière, une réduction supplémentaire grâce à la subvention de l´État. La subvention fédérale est financée par les recettes de la taxe carbone introduite en 2021.

Calcul de la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques (EEG-Umlage) pour 2022

Le calcul de la charge de soutien est basé sur les prévisions de la production d´électricité d´origine renouvelable, le prix de rémunération que les exploitants des installations d´énergies renouvelables reçoivent ainsi que les recettes de la vente de l´électricité au marché.

Les GRT s´attendent en 2022 à une augmentation de la production d´électricité à partir d’énergies renouvelables de 11 TWh par rapport au pronostic de 2021 pour atteindre 239 TWh.

Une indemnisation totale d´environ 34 milliards d´Euros est prévue pour les exploitants d´énergies renouvelables en 2022. Après déduction des recettes prévues par la commercialisation de l´électricité verte au marché et des recettes diverses, le déficit de financement s´élève à environ 20 milliards d´Euros en 2022.

Il s´ajoute la contribution à la réserve de liquidité (Liquiditätsreserve) d´environ un milliard d´Euros permettant  aux GRT d´amortir les fluctuations sur le « compte EEG » liées aux incertitudes sur les indemnités à payer aux exploitants d´énergies renouvelables.

La charge de soutien finale sera réduite à 13 milliards d´Euros grâce à la liquidation de la réserve d´environ 4,6 milliards d´Euros sur le compte EEG accumulée suite à l´augmentation inattendue du prix sur le marché de gros et grâce à la subvention de l´État de 3,25 milliards d´Euros.

La figure 2 montre la répartition de la charge de soutien aux énergies renouvelables en 2022 /2/. Comme dans le passé, le photovoltaïque constitue la part la plus élevée de la charge de soutien.

Fig 2 EEG 2022
Figure 2 : Répartition des charges de soutien aux énergies renouvelables en 2022 hors TVA /2/

Selon les GRT /2/ le secteur commerce, artisans et services supporte la majeure partie (39%) de la charge de soutien aux énergies renouvelables, suivi par les ménages (34%) et l´industrie (26%). La part restante est supportée par le secteur des transports (voir figure 3).

Fig 3 Umlageverteilung auf Endverbraucher 2022
Figure 3 : Contribution des consommateurs à la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques

Cependant il est douteux que la baisse de la charge de soutien en 2022 conduise à une baisse du prix de l´électricité. Ce prix dépend non seulement de la part « fiscalité » mais aussi de l´évolution des autres composantes, à savoir la part « fourniture » comprenant les coûts de production et commercialisation de l´électricité et la part « acheminement » (transport et distribution). La part « fourniture » augmentera très vraisemblablement suite à la flambée du prix d´électricité sur le marché de gros et les GRT ont déjà annoncé une hausse du tarif d´utilisation du réseau /4/. 

Références

/1/ BNetzA (2021) EEG-Umlage 2022 beträgt 3,723 ct/kWh, communiqué de presse du 15.10.2021, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2021/20211015_EEGUmlage.html?nn=265778

/2/ Plateforme d´information des 4 gestionnaires des réseaux de transport en Allemagne (2021) EEG-Umlage 2022 beträgt 3,723 Cent pro Kilowattstunde – Bundeszuschuss senkt Umlage um 0,934 Cent pro Kilowattstunde, communiqué de presse du 15.10.2021, en ligne : https://www.netztransparenz.de/portals/1/2021-10-15%20Pressemitteilung%20EEG-Umlage%202022.pdf

/3/ BMWi (2021) Altmaier: „EEG-Umlage 2022 sinkt auf den niedrigsten Stand seit 10 Jahren“, communiqué de presse du 15.10.2021, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2021/10/20211015-altmaier-EEG-umlage-2022-sinkt-auf-den-niedrigsten-stand-seit-10-jahren.html

/4/ TransnetBW (2021), Transnet BW veröffentlicht vorläufige Netzentgelte für 2022, communiqué de presse du 01/10/2021, en ligne : https://www.transnetbw.de/de/presse/presseinformationen/presseinformation/transnetbw-veroeffentlicht-vorlaeufige-netzentgelte-fuer-2022

Le charbon, à nouveau première source d´électricité en Allemagne lors des trois premiers trimestres 2021

Temps de lecture : 4 minutes

Le charbon est avec 27% à nouveau la première source de production électrique lors des trois premiers trimestres 2021. En parallèle, la production éolienne est en recul par rapport à la même période de l´année précédente, passant de 23% à 19%. Déjà au premier semestre 2021 le charbon était le principal contributeur à la production d´électricité.

Les énergies renouvelables ont produit 43% au cours des trois premiers trimestres 2021 contre 46% en 2020. Leur part à la consommation brute est avec 43% en baisse par rapport à la même période de 2020 (48%).

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Source : RWE – parc solaire flottant

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/.

La figure 1 montre la production brute aux 3 premiers trimestres 2020 et 2021.

Production brute 3e trim 2021
Figure 1 : Production brute d´électricité aux 3 premiers trimestres 2020 et 2021 et part des énergies renouvelables /1/

Les énergies renouvelables ont produit 43% dans les trois premiers trimestres 2021. Au cours de la même période de l´année 2020, leur part dans la production brute d´électricité était de 46%.

Notamment la production éolienne a connu avec 19% une baisse sensible au cours des trois premiers trimestres de 2021 contre 23% en 2020. Cela s’explique par le fait que l´année en cours a été nettement moins venteuse que l´année précédente. En juin, les éoliennes terrestres n´ont produit que 3,4 TWh, soit la production mensuelle la plus basse depuis août 2015. Le même mois, on a toutefois observé un pic de production d´électricité à partir du photovoltaïque. Grâce à un ensoleillement important et au développement continu des installations photovoltaïques, 7,8 TWh ont été produits en juin 2021. Ce sont 11% de plus que le précédent mois le plus fort, juin 2019, avec 7 TWh. Pour le reste de l´année, la production d´électricité à partir du photovoltaïque s´est située à un niveau moyen.

La part élevée des énergies renouvelables en 2020 a été influencée par les conditions météorologiques très favorables et une consommation d´électricité nettement inférieure au niveau habituel lors du premier confinement en raison de la pandémie /2/. Comme la contribution des énergies renouvelables est calculée en tant que part de la consommation d´électricité, la consommation plus forte en 2021 entraîne à elle seule une réduction de leur part en pourcentage.

Entre 2010 et 2020 la part des énergies renouvelables dans la production brute d´électricité a été multipliée par un facteur de 2,4  tandis que la part de la houille et du lignite a reculé de presque la moitié à environ 24% /3/.

Suite au durcissement des objectifs climatiques /4/, l´exploitation du charbon est au cœur des discussions de formation d´une nouvelle coalition après les élections fédérales du 26 septembre. Si la sortie définitive du charbon, toujours officiellement prévue pour 2038, devait être avancée à 2030 comme le laissent penser certaines déclarations politiques, les chiffres des trois premiers trimestres 2021 ne vont pas dans le bon sens.

Selon les estimations d´Agora Energiewende /5/ les émissions totales de gaz à effet de serre de l´Allemagne augmenteraient en 2021 d´environ 50 Mt CO2éq par rapport à l´année précédente. Il s’agit de la plus forte augmentation depuis 1990. Cela signifierait que l´Allemagne retomberait au-dessous de son objectif climatique de 2020 (moins 40% d´émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990).

Références

/1/ BDEW (2021) Erneuerbare Energien decken in den ersten drei Quartalen 43 Prozent des Stromverbrauchs, communiqué de presse du 28.9.2021, en ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/erneuerbare-energien-decken-den-ersten-drei-quartalen-43-prozent-des-stromverbrauchs/

/2/ Allemagne-Energies (2021) Allemagne : la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité en baisse au premier semestre de 2021, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/08/14/allemagne-la-part-des-energies-renouvelables-a-la-consommation-brute-delectricite-en-baisse-au-premier-semestre-de-2021/

/3/ Allemagne-Energies (2021) Allemagne – l´essentiel des résultats énergétiques 2020 sous l´influence de la crise sanitaire, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/01/08/allemagne-lessentiel-des-resultats-energetiques-2020-sous-linfluence-de-la-crise-sanitaire/

/4/ Allemagne-Energies (2021) Le Conseil des Ministres allemand adopte le 12 mai 2021 le projet révisé de la Loi Fédérale sur la Protection du Climat (Bundes-Klimaschutzgesetz) suite au jugement de la Cour Constitutionnelle Fédérale, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/05/13/le-conseil-des-ministres-allemand-adopte-le-12-mai-2021-le-projet-revise-de-la-loi-federale-sur-la-protection-du-climat-bundes-klimaschutzgesetz-suite-au-jugement-de-la-cour-constitutionnelle-feder/

/5/ Agora Energiewende (2021)  Deutschland steht 2021 vor dem höchsten Anstieg der Treibhausgasemissionen seit 1990, 16.08.2021, https://www.agora-energiewende.de/presse/neuigkeiten-archiv/deutschland-steht-2021-vor-dem-hoechsten-anstieg-der-treibhausgasemissionen-seit-1990/

Allemagne : la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité en baisse au premier semestre de 2021

Texte mis à jour le 24.08.2021

Temps de lecture : 5 min

Au cours du 1er semestre 2021, la production brute d´électricité s´est élevée à environ 292 TWh – en hausse de presque 5% par rapport à la même période de l´année précédente  (1er semestre 2020 : 279 TWh). Environ 122 TWh ont été produits à partir des énergies renouvelables, soit environ 10% moins qu´au premier semestre 2020 (environ 136 TWh).

La consommation brute d´électricité a été d’environ 285 TWh (1er semestre 2020 : 271 TWh), soit une augmentation de 5,5%. La part des énergies renouvelables à la consommation brute est avec 43% en baisse par rapport au premier semestre 2020 (51 %) tandis que la part de production à partir des centrales conventionnelles est avec 57% en forte hausse (1er semestre 2020 : 49%). Ce fait a provoqué une augmentation des émissions de CO2 de plus de 6%.

En matière d´échanges commerciaux  l´Allemagne était exportatrice nette.

Bild BNetzA
Source : Bundesnetzagentur/SMARD

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 conditions météorologiques défavorables en sont la principale raison. Alors que des records ont été établis au cours du premier semestre de 2020 quant à la production d´électricité à partir du photovoltaïque et l´éolien terrestre, cette année, le premier trimestre en particulier, a été inhabituellement peu venteux /2/  et d´un ensoleillement faible. Au deuxième trimestre les conditions météorologiques étaient plus favorables.

Au total, environ 122 TWh ont été produits à partir des énergies renouvelables /6/, soit environ 10% moins qu´au premier semestre 2020 (environ 136 TWh). Avec environ 47 TWh, l´éolien terrestre a été le plus grand producteur d´électricité renouvelable. Le photovoltaïque a fourni 28 TWh, suivi de la biomasse (environ 23 TWh) et l´éolien marin (environ 12 TWh). La production hydraulique s´élève à 10 TWh. Le reste a été produit par les déchets biogènes et l´énergie géothermique.

170 TWh ont été produits à partir des centrales thermiques à flamme et du nucléaire contre 142 TWh au cours de la même période de l´année dernière. Le nucléaire a produit 34 TWh bruts en 2021, environ 7% de plus qu´au premier semestre 2020 (31,8 TWh) selon /1/.

La figure 1 montre la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité aux premiers semestres 2020 et 2021.

Fig 1_Bruttostromverbrauch 2020_2021
Figure 1 : part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité aux premiers semestres 2020 et 2021/1/

Les chiffres en 2021 des énergies renouvelables n´ont été non seulement influencés par les conditions météorologiques défavorables mais également par la consommation d´électricité plus élevée par rapport au printemps 2020 lors du premier confinement en raison de la pandémie. Comme la contribution des énergies renouvelables est calculée en tant que part de la consommation d´électricité, une consommation plus forte entraîne à elle seule une réduction de leur part en pourcentage.

La forte hausse de production de l´électricité provenant de sources d´énergie fossiles, et en particulier à partir de centrales à houille (+ 50%) et lignite (+ 38%) selon /3/, a provoqué une augmentation des émissions de CO2 de 6,3 % au cours du premier semestre 2021 selon les calculs d´AG Energiebilanzen /4/. 

Selon les estimations d´Agora Energiewende /7/ les émissions totales de gaz à effet de serre de l´Allemagne augmenteraient en 2021 d´environ 50 Mt CO2éq par rapport à l´année précédente. Cela signifierait une réduction de 37 % par rapport à 1990. L´objectif climatique de 2020 (- 40% vs. 1990) ne serait donc pas atteint en 2021.

Hausse des prix spot

Avec 54,96 €/MWh, le prix spot moyen constaté sur le marché journalier au cours du premier semestre de cette année a plus que doublé par rapport à celui de l´année précédente (23,42 €/MWh).

L´augmentation des prix spot est principalement due à la hausse de la consommation d´électricité. En outre, le prix européen de la tonne de CO2 a considérablement augmenté depuis le début de l´année. Cela vaut également pour les prix spot du pétrole brut et du gaz naturel. La hausse des prix des certificats de CO2 et des combustibles augmente les coûts marginaux de l´électricité produite à partir d´énergie fossiles. Cela se traduit par des prix spot plus élevés, en particulier pendant les périodes où la production à partir des énergies renouvelables est faible.

Tableau Prix spot
Tableau : prix spot constatés sur le marché journalier (Phelix-Day-Base) selon /3/

En revanche, le nombre de pas horaires avec des prix négatifs a fortement baissé par rapport au premier semestre 2020.

La comparaison du prix moyen allemand avec ceux des pays voisins montre une tendance similaire dans l´évolution des prix spot.

A titre d´exemple, les prix spot moyens constatés sur le marché journalier en France ont augmenté de 119,3% par rapport à la même période de l´année précédente,  soit 58,48 €/MWh au premier semestre 2021 contre 25,71 €/MWh en 2020 selon /3/. 

Echanges commerciaux

Comme l´année précédente, l´Allemagne a un solde d´exportation d´électricité positif au cours du premier semestre 2021 /3/. Le solde net a atteint 8,2 TWh, soit une augmentation de 13,9% par rapport à 2020 (7,2 TWh). Le moment où l´électricité est importée ou exportée dépend non seulement de l´offre et de la demande dans le pays concerné, mais aussi des prix de l´électricité des pays voisins.

Développement des énergies renouvelables

L´atteinte des objectifs climatiques ambitieux fixés par la loi sur la protection du climat nécessiterait le doublement de la capacité actuelle des énergies renouvelables en une décennie et par conséquent une augmentation considérable de leur rythme de développement dans les prochaines années /5/ .

Cependant, l´ajout de nouvelles capacités d´énergie renouvelable présente depuis un certain temps des tendances différenciées, en fonction de la filière /6/.

Fig 2 PV
Figure 2 : ajout des capacités photovoltaïques depuis 2015

Alors que l´ajout net de nouvelles capacités photovoltaïques a été supérieur à deux gigawatt par semestre depuis le début 2020 (voir figure 2), l´ajout net de capacités éoliennes est resté à un faible niveau depuis mi-2018 (voir figures 3 et 4).

Fig 3 Zubau Wind Land
Figure 3 : ajout des capacités d´éoliennes terrestres depuis 2015
Fig 4 Zubau Wind See
Figure 4 : ajout des capacités d´éoliennes maritimes depuis 2015

Au premier semestre 2021, on constate une augmentation modérée de la capacité éolienne terrestre par rapport à la même période de l´année précédente. Toutefois, l´ajout de nouvelles capacités éoliennes reste nettement inférieur au développement de 2015 à mi-2018.

Actuellement, aucun parc éolien maritime n´est sur le point d´être achevé. Avant 2022 au plus tôt, il ne devrait pas y avoir de nouvelles éoliennes maritimes connectées au réseau.

Références

/1/ BDEW (2021), Communiqué de presse du 28.06.2021 : Erneuerbare Energien haben im ersten Halbjahr 43 Prozent des Stromverbrauchs gedeckt, en ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/erneuerbare-energien-haben-im-ersten-halbjahr-43-prozent-des-stromverbrauchs-gedeckt/

/2/ Allemagne-Energies (2021), L´effet d´un 1er trimestre 2021 peu venteux sur la production d´électricité, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/06/17/leffet-dun-1er-trimestre-2021-peu-venteux-sur-la-production-delectricite/

/3/ Bundesnetzagentur (2021), Smard – Stromerzeugung und Stromhandel im Jahr 2021, en ligne : https://www.smard.de/page/home/topic-article/444/204204

/4/ AGEB (2021) Communiqué de presse Nr. 03/2021 du 03.08.2021: Energieverbrauch und Energiemix verändern sich durch Pandemie und Wetter, en ligne : https://www.ag-energiebilanzen.de/

/5/ Allemagne-Energies (2021), Quelles mesures concrètes pour atteindre la neutralité carbone en 2045 ? En ligne : https://allemagne-energies.com/2021/07/07/quelles-mesures-concretes-pour-atteindre-la-neutralite-carbone-en-2045/

/6/ Umweltbundesamt (2021), AGEE-Stat : Monatsbericht PLUS mit ergänzenden Informationen zur quartalsweisen Entwicklung der ERNEUERBAREN ENERGIEN in den Sektoren Strom, Wärme und Verkehr, 2. Quartal 2021,  Stand 7.7.2021, en ligne : agee-stat_monatsbericht_plus_2021-q2_final

/7/ Agora Energiewende (2021), Deutschland steht 2021 vor dem höchsten Anstieg der Treibhausgasemissionen seit 1990, 16.08.2021, https://www.agora-energiewende.de/presse/neuigkeiten-archiv/deutschland-steht-2021-vor-dem-hoechsten-anstieg-der-treibhausgasemissionen-seit-1990/

Résultats des appels d´offres pour les énergies renouvelables en 2020

Temps de lecture : 12 – 14 min

La présente note résume les résultats et le retour d´expérience des appels d´offres 2020 pour les énergies renouvelables sur la base des informations fournies par l´Agence fédérale des réseaux /1/, /9/ et /10/. Les résultats des appels d´offres 2017 à 2019 ont été publiés en /2/

Comme dans les années précédentes, le photovoltaïque démontre sa compétitivité par rapport aux autres technologies renouvelables soumises à l´appel d´offres. Le volume appelé lors des sept appels d´offres a été largement sursouscrit. Les tarifs moyens se situent entre 50 et 53 €/MWh.

En revanche, les sept appels d´offres de l´éolien terrestre – à part le dernier de décembre 2020 – et les deux appels d´offres de la biomasse ont rencontré peu de succès auprès des soumissionnaires. Les tarifs moyens pour la biomasse se situent entre 140 et 148 €/MWh et entre 60 et 62 €/MWh pour un site éolien terrestre idéal.

Les résultats des deux appels d´offres bi – technologiques combinant solaire et éolien terrestre ont démontré une fois de plus la compétitivité des grandes centrales solaires : aucune offre de projet éolien n’a été retenue, le tarif moyen s´élève à 53 €/MWh pour les projets photovoltaïques. A partir de 2021 il est prévu d´intégrer les appels d´offres bi – technologiques aux appels d´offres d´innovation multi-technologiques.

Le premier appel d´offres d´innovation multi-technologiques a été un succès. Le volume appelé a été sursouscrit.

En 2020 aucun appel d´offres n’a eu lieu pour l´éolien maritime. De même il n´y a eu aucun appel d´offres transfrontalier pour photovoltaïque et éolien.

2020-09-04-offshore-windpark-nordsee-ost-jahreswartung-der-turbinen-vor-dem-zeitplan-abgeschlossen
Nordsee Ost, 295 MW électrique, mise en service 2015, source RWE

Dispositifs de soutien aux EnR

Selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017), le soutien au développement des énergies renouvelables électriques est déterminé sous forme d´appels d’offres pour les nouvelles installations de puissance supérieure à une certaine taille (photovoltaïque ≥ 750 kWc,  éolien terrestre > 750 KW et biomasse > 150 KW). 

La loi sur le développement et la promotion de l’énergie éolienne maritime, entrée en vigueur début 2017, règlemente les procédures d´appels d’offres pour les installations mises en service à partir de 2021.

Les exploitants ayant reçu une adjudication reçoivent une rémunération de référence (anzulegender Wert) fixée par l´appel d´offres. La rémunération de référence fixée selon le type d´installation est constante et constitue le montant total par kWh obtenu par l´exploitant. Si le prix de l´électricité sur le marché spot (revenu du marché de référence) est inférieur à la rémunération de référence la différence est compensée par un complément de rémunération qui peut être qualifié de prime de marché variable. Si le prix moyen du marché spot est en baisse, la prime augmente et vice-versa. Aucune prime n’est versée si le prix de l´électricité sur le marché spot dépasse la rémunération de référence.

Le dispositif de soutien est décrit en détail dans l´annexe 6 du texte /3/ « Énergies renouvelables : de nombreux défis ».

Résultats d´appels d´offres des installations photovoltaïques d’une puissance à partir de 750 kWc

Sept appels d´offres ont été réalisés en 2020. Le volume total appelé de 1299 MWc a été avec un volume offert de 4562 MWc largement sursouscrit. Au total un volume de 1320 MWc a été attribué (voir figure 1).

Fig 1 PV volume
Fig. 1 : Volumes (en MWc) des appels d´offres photovoltaïque de 2020

La limite maximale de la rémunération de référence de 75 €/MWh pour les appels d’offres de 2020 n´a pas été atteinte lors des adjudications.  Les montants moyens d´adjudications pondérés en fonction du volume se sont stabilisés entre 50 et 53 €/MWh (voir figure 2).

Fig 2 PV montants
Figure 2 : Résultats d´appels d´offres photovoltaïque de 2020 – Rémunérations de référence retenues

Les futurs exploitants ont 24 mois maximum à partir de la date de publication des résultats des appels d´offres pour la mise en service de leurs installations et la demande de versement du soutien monétaire.

Résultats d´appels d´offres éolien terrestre d’une puissance supérieure à 751 kW

Sept appels d´offres ont été réalisés en 2020. Depuis l´obligation pour les soumissionnaires d’une autorisation préalable selon BImSchG – Loi fédérale sur la protection contre les nuisances environnementales – à leurs projets, les appels d´offres en 2020 sont caractérisés comme dans de nombreuses enchères en 2019 par le faible niveau de souscription, c’est-à-dire que les volumes offerts ont été, hormis le  dernier appel d´offres de décembre 2020, inférieurs aux volumes appelés.

Le volume total appelé a été de 3860 MW et le volume offert de 3115 MW. Le volume finalement retenu de 2672 MW par l´agence fédérale des réseaux était encore plus bas suite à l´exclusion de certaines offres en raison d’erreurs formelles (voir figure 3). Seulement lors de l´appel d´offre de décembre 2020 le volume appelé a été sursouscrit.

Les raisons sont multiples. Un obstacle majeur semble l´autorisation préalable obligatoire selon BImSchG (voir plus haut)  pour les projets soumis à l´appel d´offres. En octobre 2019, le ministère de l’Économie et de l´Énergie a publié un plan pour renforcer le développement de l´éolien terrestre /5/, /6/.

Fig 3 Wind onshore volume
Fig. 3 : Volumes (en MW) des appels d´offres éolien terrestre de 2020

Conformément à l´article 36 de la loi EEG 2017, le volume faisant l´objet d´une adjudication dans la zone où les réseaux de transport sont particulièrement congestionnés (Netzausbaugebiet) est limité à 902 MW par an /4/. Cette zone comprend les régions de l´Allemagne du nord, soit Brême, Hambourg, Mecklembourg-Poméranie-Occidentale, Schleswig-Holstein et la partie nord de la Basse-Saxe. De nombreuses offres dans cette zone n’ont donc pas été retenues.  

Dans la loi EEG 2021 des quotas seront introduits dans les appels d’offres pour renforcer le développement de l´éolien terrestre dans le sud du pays (Südquote).

Les offrants soumettent une rémunération de référence pour un « site idéal » : 6,45 m/s à 100 m de hauteur. Ensuite la rémunération 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 rémunération de référence est multipliée par un facteur < 1  alors que pour un site réel de moindre qualité elle est multipliée par un facteur > 1. 

La limite maximale de la rémunération de référence pour un site idéal est avec 62 €/MWh la même que pour les appels d’offres en 2019. De nombreuses offres sont basées sur ce montant maximal (figure 4), les montants d´adjudication moyens pondérés en fonction du volume se situent donc près du montant maximal autorisé.

Fig 4 Wind onshore montants
Figure 4 : Résultats d´appels d´offres éolien terrestre de 2020 – Rémunérations de référence retenues pour un site idéal

Les attributions effectuées expirent en principe 30 mois après l’annonce de l’attribution si les installations n’ont pas été mises en service à ce moment-là. Pour certaines dates d’appel d’offres, les délais de réalisation sont plus courts après l’annonce publique de l´adjudication.

Appel d´offres bi – technologiques combinant solaire et éolien terrestre

Répondant à un souhait de la commission européenne, l´Allemagne a lancé des appels d’offres expérimentaux sur 3 ans (2018 – 2020) – pour un volume appelé de 200 MW par appel d´offres – mettant en concurrence les grandes centrales solaires au sol ou sur bâti supérieures à 750 kW et les éoliennes terrestres à partir de 750 kW même si les caractéristiques d’implantation de parcs éoliens et solaires sont généralement sensiblement différentes.

Les résultats de deux appels d´offre en 2020 sont sans appel. Comme en 2018 et 2019, seules des offres photovoltaïque ont été retenues, en revanche aucune offre pour l´éolien terrestre n’a été faite.

Le volume appelé de 400 MW a été avec 1071 MW offerts largement sursouscrit. Au total un volume de 406 MW photovoltaïque a été attribué en 2020.

La limite maximale de la rémunération de référence a été 75 €/MWh pour le photovoltaïque et 62 à 80 €/MWh pour l´éolien terrestre selon la région. Les montants supérieurs ont été réservés pour des projets en Allemagne du sud. En revanche aucun facteur de qualité en fonction du site réel et du rendement n´est attribué.

Les montants d´adjudication varient entre 49,7 €/MWh (le plus bas retenu) et 56,1 €/MWh (le plus haut retenu) pour les projets photovoltaïques. Le montant moyen pondéré en fonction du volume s´élève à 53,3 €/MWh.

A partir de 2021 il est prévu d´intégrer les appels d´offres bi – technologiques aux appels d´offres d´innovation multi-technologiques. 

Appels d´offres biomasse

L´agence fédérale des réseaux a procédé comme les années précédentes à deux appels  d´offres en 2020. La participation est ouverte pour des nouvelles installations supérieures à 150 kW et maximales de 20 MW et des installations déjà existantes dont la durée de soutien restante est de 8 ans maximum (les offres pour les installations existantes peuvent être inférieures à 150 kilowatts, la taille maximale est également limitée à 20 MW).  La limite maximale de la rémunération de référence pour ces installations s´élève à 164 €/MWh contre 144,4 €/MWh pour des nouvelles installations. De cette façon, les installations existantes pourraient se voir accorder le droit à un soutien de 10 ans supplémentaires. Cependant, elles doivent dans ce cas répondre aux mêmes exigences de flexibilité que les nouvelles installations.

En 2020, les appels d´offres ont rencontré – comme les années précédentes – peu de succès auprès des soumissionnaires.

Le volume offert est avec 143 MW nettement inférieur au volume appelé de 336 MW. Le volume finalement retenu par l´agence fédérale des réseaux de 119 MW est encore plus bas suite à l´exclusion de certaines offres en raison d’erreurs formelles (voir figure 5).

Fig 5 biomasse volume
Fig. 5 : Volumes (en MW) des appels d´offres biomasse de 2020

Le montant d´adjudication moyen pondéré en fonction du volume varie entre 139,9 et 148,50  €/MWh (voir figure 6).

Fig 6 biomasse montants_1
Figure 6 : Résultats d´appels d´offres biomasse de 2020 – Rémunérations de référence retenues

Le délai de réalisation à partir de la date de publication des résultats des appels d´offres est limité à 24 mois.

Appels d´offres éoliennes offshore

Aucun appel d´offres n’a eu lieu en 2020.

Appels d´offres transfrontaliers pour des installations photovoltaïques au sol et éolien terrestre

Aucun appel d´offres n’a eu lieu en 2020. Jusqu’à présent, un seul appel d’offres de cette nature a été organisé entre l’Allemagne et le Danemark en 2016.

Appels d´offres d´innovation multi-technologiques

L’Allemagne comme la France recourent au dispositif des appels d’offres d’innovation qui repose sur les lignes directrices de l’Union européenne /7/.

Le gouvernement a adopté le décret sur la mise en œuvre d´appels d’offres d´innovation en octobre 2019 /8/. Avec les dispositions de la loi EEG 2017 cette ordonnance constitue la base de ce type d’appels d’offres organisés par l’Agence fédérale allemande des réseaux. 

L´idée est d´encourager des projets combinant plusieurs technologies d’énergie renouvelable capables d´apporter une amélioration à la stabilité du système électrique : par exemple combinaison d’une installation photovoltaïque et/ou d’une installation éolienne terrestre avec un système de stockage d´énergie. La conception technique des systèmes combinés doit permettre de fournir une réserve secondaire positive pour au moins 25 % de la puissance installée.

Ce nouveau type d´appel d´offres vise aussi à tester de nouvelles modalités de rémunération conduisant à une plus grande concurrence et à un meilleur service pour le système électrique. Les projets retenus reçoivent en sus des revenus du marché un complément de rémunération fixe sur vingt ans, indépendamment de la variation du prix du marché. En revanche pendant les périodes de prix négatifs sur le marché, la rémunération fixe est suspendue.

De plus les systèmes combinés ont été également éligibles pour l´appel d´offres en 2020 des éoliennes terrestres et installations photovoltaïques à partir d’une puissance de 751 kW, centrales biomasse à partir d’une puissance de 150 kW et centrales biomasse existantes. La puissance des installations combinant plusieurs technologies doit être supérieure à 750 kW. En revanche il n’y a pas de taille minimale imposée pour les différentes composantes des systèmes combinés.

Le volume appelé du premier appel d´offres d´innovation multi-technologiques en 2020 a été de 650 MW compte tenu du fait qu´aucun appel d´offres n’a été effectué en 2019 /7/.

Le complément de rémunération a été plafonné à 30 €/MWh pour les installations individuelles d´éoliennes terrestres, solaires ou biomasse et s´élève à maximum 75 €/MWh pour les projets combinant plusieurs technologies ou des installations de production adossées à des solutions de stockage d´énergie.

Le volume appelé de 650 MW a été avec un volume offert de 1095 MW largement sursouscrit. Au total des projets d’un volume de 677 MW ont été attribués dont 394 MW pour 28 installations combinant plusieurs technologies.  27 projets étaient des combinaisons de centrales solaires avec des dispositifs de stockage d´énergie, le projet restant combinant éoliennes terrestres et dispositifs de stockage.

Le complément de rémunération fixe attribuée à des installations individuelles (éoliennes terrestres et photovoltaïque à partir de 750 kW) se situe entre 9,6 et 30 €/MWh. Le montant moyen pondéré dans ce segment s´élève à 26,5 €/MWh. Pour les installations combinant plusieurs technologies, le complément de rémunération attribuée se situe entre 19,4 à 55,2 €/MWh. Le montant moyen pondéré dans ce segment est de 45 €/MWh.

En raison des conditions de rémunération différentes – le complément de rémunération est fixe et ajouté aux revenus du marché – les résultats ne sont pas comparables avec ceux des autres appels d’offres spécifiques à une technologie où le complément de rémunération est variable.

Pour les systèmes combinés, le délai de réalisation standard est de 30 mois (au cours de cette période, au moins deux composants doivent être mis en service), les délais de réalisation des autres projets sont fonction des dispositions de la loi EEG (pour l’éolien terrestre : 30 mois).

Conclusion 

La figure 7  résume les résultats des appels d´offres de 2020 pour l´éolien terrestre, le photovoltaïque et la biomasse. Les valeurs indiquées correspondent à la rémunération de référence la plus basse et la plus élevée retenues pour chaque technologie.

Fig 7 Ergebnis AO 2020
Figure 7 : Résultats des appels d´offres de 2020 – Rémunérations de référence les plus basses et les plus élevées retenues

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/ Bundesnetzagentur (2020), Ausschreibungen für EE- und KWK-An­la­gen, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Ausschreibungen/Ausschreibungen_node.html

/2/ Allemagne-Energies (2020) Retour d´expérience des appels d´offres en 2017 et 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/

/3/ Allemagne-Energies (2020) Énergies renouvelables : de nombreux défis, en ligne : https://allemagne-energies.com/energies-renouvelables/

/4/ FA Wind (2020) Analyse der Ausbausituation der Windenergie an Land im Herbst 2020, en ligne : https://www.fachagentur-windenergie.de/fileadmin/files/Veroeffentlichungen/Analysen/FA_Wind_Zubauanalyse_Wind-an-Land_Herbst_2020.pdf

/5/ BMWi (2019) Bundeswirtschaftsministerium legt Arbeitsplan zur Stärkung der Windenergie an Land vor, Communiqué de presse du 7 octobre 2019, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2019/20191007-bmwi-legt-arbeitsplan-zur-staerkung-der-windenergie-an-land-vor.html

/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/ OFATE (2020), Les appels d’offres Innovation en France et en Allemagne, Cadre juridique et retours d’expérience, Décembre 2020, en ligne : https://energie-fr-de.eu/fr/systemes-marches/actualites/lecteur/memo-sur-les-appels-doffres-innovation-en-france-et-en-allemagne.html

/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/ Bundesnetzagentur (2020) Ergebnisse  der  Ausschreibungen zum Gebotstermin 1. September 2020, communiqué de presse du 30.9.2020, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2020/20200930_GemeinsameSolarWind.pdf?__blob=publicationFile&v=2

/10/ Bundesnetzagentur (2020) Ergebnisse der Ausschreibungen zum Gebotstermin 1. Dezember 2020, communiqué de presse du 21.12.2020, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2020/20201221_WindSolar.html?nn=265778