Transition énergétique allemande, Energiewende Deutschland, sortie du nucléaire, énergies renouvelables, économies d´énergie, réduction des émissions de gaz à effet de serre
Par communiqué de presse du 1er août 2023 /1/, le Ministre de l’Énergie et la Protection du Climat, Robert Habeck, a annoncé qu’un accord de principe a été trouvé avec la Commission européenne sur les conditions-cadres relatives aux aides d’État pour la construction de centrales climatiquement neutres.
L’accord avec la Commission européenne concerne les subventions du gouvernement allemand pour une capacité de moyens pilotables de 23.800 MW. Il s’agit d’assurer l’approvisionnement en électricité lorsque la production éolienne et photovoltaïque est insuffisante. C’est pour cela que le gouvernement fédéral veut lancer des appels d’offres pour 15.000 MW de centrales à gaz « prêtes pour l´hydrogène ». Il s’agit de centrales à gaz, nouvelles ou existantes, qui fonctionneraient d’abord au gaz naturel et seraient converties à l’hydrogène au plus tard en 2035. S’y ajouteraient d’ici 2035 des centrales d’une puissance totale de 8.800 MW utilisant dès le départ l’hydrogène.
La prochaine étape sera une phase de consultation qui débutera à la fin de l’été ayant pour principal objectif de permettre aux acteurs concernés de donner leur avis notamment sur la nécessité, l’éligibilité et l’adéquation des mesures. Durant cette phase de consultation, la procédure d’aide d’État se poursuivra auprès de la Commission européenne.
Projet d’une centrale à gaz (prête pour l´hydrogène) de 800 MW sur le site de Weisweiler en Rhénanie du Nord Westphalie / source RWE /6/
Le gouvernement allemand vise à l´horizon de 2035 une production d´électricité presque climatiquement neutre.
En plus de moyens de stockage et de flexibilité de la demande, un parc de production pilotable en support restera indispensable pour suppléer l´intermittence de la production de l´éolien et du photovoltaïque.
Après l´abandon du nucléaire mi-avril 2023 et l´intention de la coalition gouvernementale d´avancer à 2030 « dans l´idéal » la sortie de la production d´électricité à partir du charbon, le parc thermique se réduirait à terme aux centrales à gaz. La capacité des centrales à gaz existantes étant insuffisante pour se substituer au nucléaire et au charbon, la construction de nouveaux moyens pilotables bas carbone est nécessaire pour garantir la sécurité d´approvisionnement.
Une stratégie pour faciliter le déploiement de nouvelles centrales fonctionnant à l´hydrogène a déjà été annoncée en février 2023 /2/. Le communiqué de presse du 1er aout 2023 /1/ précise les mesures envisagées.
Concrètement, il est prévu de lancer à partir de 2024 des appels d’offres pour 8,8 GW de nouvelles centrales électriques qui fonctionneraient dès le départ à l’hydrogène.
De plus il est prévu de mettre en adjudication jusqu’à 15 GW de centrales à gaz, nouvelles ou existantes, convertibles au plus tard en 2035 à une production à base d´hydrogène. Sur ces 15 GW une capacité de 10 GW fera l’objet d’appels d’offres entre 2024 et 2026. Jusqu’à 6 GW sont réservés pour des nouvelles centrales à gaz « prêtes pour l´hydrogène », les 4 GW restants sont dédiés à la conversion à l’hydrogène (fuel switching) des centrales existantes.
Après une phase d’évaluation les 5 GW restants seront adjudiqués après 2026.
La question de la forme concrète des subventions n’a pas encore été réglée.
BDEW (Association Fédérale de l´Économie Énergétique et des Eaux) fait remarquer dans son communiqué /3/ que les décisions finales d’investissement ne pourront être prises que lorsque les connexions au réseau d’hydrogène seront assurées et qu’une exploitation économique des centrales sera rendue possible par des conditions-cadres appropriées.
Les experts sont partagés sur la capacité nécessaire de nouvelles centrales
Dans le rapport « monitoring de la sécurité d´approvisionnement en électricité » du régulateur, publié en février 2023 /2/, /5/, il est prévu, selon le modèle de calcul, un ajout de nouvelles centrales à gaz « prêtes pour l´hydrogène » de l’ordre de 17 à 21 GW d’ici 2031. En outre, il est prévu de construire environ 9 GW qui fonctionneront dès le départ à l’hydrogène.
Toutefois, l´opinion des experts diverge sur la capacité de nouvelles centrales bas carbone à construire à l’horizon de 2030.
Boston Consulting Group (BCG) évalue l’ajout à 43 GW de centrales à gaz « prêtes pour l´hydrogène » d’ici 2030 pour pallier l´intermittence des énergies renouvelables et respecter les objectifs climatiques /2/.
McKinsey estime le manque de moyens pilotables à au moins 30 GW à l’horizon de 2030. De plus McKinsey /4/ met en doute le fait que les conditions pour la construction des nouvelles centrales seront remplies en temps voulu et dans leur intégralité. De plus, la bascule vers l’hydrogène vert, du fait de la disponibilité d’un hydrogène à un prix raisonnable, reste elle-même très incertaine.
L´économie de l´hydrogène vert n´en est encore qu´à ses débuts. La production, l´approvisionnement (y compris par le biais d´importations) et le transport de l´hydrogène vert sont un défi majeur pour la mise en œuvre de la transition énergétique.
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.
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.
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.
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.
/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
Conformément à la loi de sortie du nucléaire de 2011 trois centrales nucléaires ont été arrêtées définitivement le 31 décembre 2021. Il s´agit des centrales de Gundremmingen unité C, Grohnde et Brokdorf. D´un point de vue technique, ces centrales nucléaires auraient pu être exploitées plus longtemps. Mais le nouveau gouvernement, en fonction depuis le 8 décembre 2021, poursuit, comme on pouvait s´y attendre, la politique hostile au nucléaire du gouvernement sortant.
L´Allemagne perd ainsi 4058 MW nets de moyens pilotables bas carbone dans le sillage des revers de la politique climatique. Mi-décembre, l´Agence Fédérale de l´Environnement (UBA) a annoncé que la production d´électricité à partir des renouvelables accuse en 2021 une baisse d´environ 5% par rapport à 2020 /1/ malgré une augmentation de la puissance installée. En outre, les émissions de CO2 liées à l´énergie ont augmenté d´au moins 4 % par rapport à 2020, selon les premières estimations d´AG Energiebilanzen /2/ dont celles du secteur électrique de 13% /3/.
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. Sans qu´une seule tonne de CO2 supplémentaire soit économisée, une augmentation d´au moins un quart de la production renouvelable serait nécessaire d´ici fin 2022 pour pallier les 65 TWh nets produits par le nucléaire en 2021.
Figure 1 : Situation géographique des sites nucléaires allemands y compris les dates butoirs de fonctionnement (les centrales en rouge ont été définitivement arrêtées en 2011), source BDEW
Néanmoins, Steffi Lemke, la nouvelle Ministre Fédérale de l´Environnement, de la Protection de la nature, de la Sûreté nucléaire et de la protection des consommateurs, se réjouit dans le communiqué de presse du 28 décembre 2021 /4/ de l´arrêt définitif des trois centrales nucléaires. « La sortie du nucléaire rend notre pays plus sûr et permet d´éviter des déchets radioactifs ». Elle remercie les employés des centrales nucléaires pour leur « comportement responsable lors de l´exploitation et du démantèlement » mais félicite principalement « les milliers de personnes qui se sont mobilisées sans relâche pour la sortie du nucléaire et le tournant énergétique ».
Selon les Verts Steffi Lemke et Robert Habeck, codirigeant du parti des Verts et vice-chancelier en charge du nouveau super ministère de l´Economie, de l´Energie et du Climat, la sécurité de l´approvisionnement en électricité en Allemagne ne serait pas en danger.
Ils s´appuient sur la faible valeur de l´indice SAIDI (System Average Interruption Duration Index) qui donne la durée moyenne d´interruption de l´approvisionnement d´un consommateur final et sur le rapport publié sur la sécurité d´approvisionnement par le gouvernement sortant /5/ lequel arrive au résultat que les consommateurs peuvent être approvisionnés de manière fiable à tout moment à l´horizon de 2030.
Il convient toutefois de noter que l´indice SAIDI ne peut être déterminé que rétrospectivement et ne permet pas de se prononcer sur la sécurité de l´approvisionnement dans le futur /6/ et que la Cour des Comptes avait critiqué le rapport du gouvernement sortant compte tenu des hypothèses trop optimistes et peu plausibles /7/ . Ce rapport part notamment d´une consommation d´électricité de 630 TWh en 2030 soit environ 100 TWh en dessous de la nouvelle estimation d´une consommation brute allant jusqu´à 750 TWh d´ici 2030 /8/ .
Centrales nucléaires arrêtées définitivement fin 2021
Gundremmingen unité C
Trois réacteurs nucléaires ont été construits dans la commune de Gundremmingen située au bord du Danube en Bavière à 40 km au nord-ouest d´Augsbourg.
La centrale Gundremmingen appartient depuis octobre 2019 à RWE Nuclear GmbH. Dans le cadre de l´échange d´actifs avec RWE, E.ON a concédé sa part de la centrale de Gundremmingen dont il détenait 25% via sa filiale PreussenElektra GmbH /9/.
Photo 1 : Site nucléaire Gundremmingen (Bavière), source RWE Power
L´unité A (à gauche sur la photo 1), un réacteur à eau bouillante d´une puissance électrique nette de 237 MW a été arrêtée en 1977. Le démantèlement du réacteur est bien avancé. En 2006, l´unité A a été transformée en centre de technologie utilisé notamment pour le démantèlement des unités B et C.
L´unité B, un réacteur à eau bouillante d´une puissance électrique nette de 1288 MW, a été arrêtée définitivement fin 2017 /10/ .
L´unité C (à droite sur la photo) est dotée d´un réacteur à eau bouillante d´une puissance électrique nette de 1288 MW et de construction identique à l´unité B. C´était le dernier réacteur à eau bouillante encore en service en Allemagne. L´unité C a été raccordée au réseau en novembre 1984, la mise en service industrielle a eu lieu en janvier 1985.
Au cours des 37 années de fonctionnement, l´unité C a produit presque 362 TWh (bruts) et a affiché un coefficient de disponibilité moyen d´environ 90%. Avec une disponibilité de près de 100 % et une production d´électricité d´environ 11,4 TWh, 2021 a été l´année la plus performante de la centrale /11/.
Au niveau de la production annuelle, elle était aussi dans le Top Ten mondial. En outre, la centrale a économisé au total environ 360 millions de tonnes de CO2 par rapport à une centrale à charbon1).
Les trois réacteurs du site de Gundremmingen ont produit ensemble environ 709 TWh. Cela permettrait de couvrir largement la consommation annuelle d´électricité en Allemagne (inférieure à 600 TWh/an).
Brokdorf
La centrale appartenant à PreussenElektra GmbH (83,3%) et à Stadtwerke Bielefeld (16,7%) est située au bord de l´Elbe dans le Schleswig-Holstein près de la commune du même nom, à environ 60 km au nord-ouest de Hambourg.
Photo 2 : Centrale nucléaire Brokdorf (Schleswig-Holstein), source PreussenElektra GmbH
La centrale dotée d´un réacteur à eau pressurisée d´une puissance électrique nette de 1410 MW a été raccordée au réseau en octobre 1986. La mise en service industrielle a eu lieu en décembre 1986.
Au cours des 35 années de fonctionnement, la centrale a produit plus de 380 TWh (bruts) et a affiché un coefficient de disponibilité moyen d´environ 90%. Au niveau de la production annuelle elle a été 21 fois au Top Ten mondial dont deux fois sur la première position /12/.
En outre, la centrale nucléaire de Brokdorf a permis d´économiser au total environ 380 millions de tonnes de CO2 /13/ par rapport à une centrale à charbon1).
Grohnde
La centrale appartenant à PreussenElektra GmbH (80%) et Vattenfall Europe Nuclear Energy GmbH (20%) est située au bord de la Visurge (Weser en allemand) dans la commune d´Emmerthal en Basse-Saxe environ 40 km au sud-ouest de Hanovre.
Photo 3 : Centrale nucléaire Grohnde (Basse-Saxe), source PreussenElektra GmbH
La centrale dotée d´un réacteur à eau pressurisée d´une puissance électrique nette de 1360 MW a été raccordée au réseau en septembre 1984. La mise en service industrielle a eu lieu en février 1985.
Pendant presque 37 années la centrale a produit environ 410 TWh (bruts) et a affiché un coefficient de disponibilité moyen proche de 92% ce qui constitue une valeur record en comparaison internationale /12/. Au niveau de la production annuelle elle a été huit fois sur la première position des Top Ten et a établi deux records du monde en termes de quantité annuelle d´électricité produite. Un autre record a été établi le 7 février 2021 avec l´atteinte d´une production totale brute de 400 TWh /14/. A ce jour, il n´existe aucune autre centrale nucléaire au monde qui ait produit autant d´électricité.
La centrale a permis d´économiser au total plus de 400 millions de tonnes de CO2 par rapport à une centrale à charbon1).
/9/ Sénat (2021) Étude de législation comparée n° 292 – novembre 2020 – Recueil des notes de synthèse de mars à octobre 2020. Les entreprises du secteur de l´énergie en Europe, en ligne : http://www.senat.fr/lc/lc292/lc2927.html
La crise sanitaire liée au Coronavirus a fortement influencé les résultats énergétiques de l´Allemagne en 2020. Toutefois, la réduction drastique de la consommation énergétique et des émissions de gaz à effet de serre n’a été possible que par une restriction tout aussi drastique de la vie socio-économique. Le PIB a baissé de 5% en 2020 selon le ministère fédéral de l´économie et de l´énergie /23/. Compte tenu de la poursuite de la crise sanitaire, il est peu probable que l’année 2021 connaisse une reprise complète. La consommation d’énergie et d’électricité pourrait augmenter en 2021 par rapport à 2020, mais rester inférieure au niveau de 2019.
Selon les données statistiques provisoires, les résultats énergétiques 2020 se résument comme suit :
La consommation énergie primaire baisse à un niveau historique, soit de 8% par rapport à 2019. L´objectif du tournant énergétique d´une réduction de 20 % de la consommation d’énergie primaire par rapport à 2008 a néanmoins été manqué
La consommation intérieure brute d´électricité recule de 4% à ~ 545 TWh (2019 : ~568 TWh) ce qui permet à l´Allemagne d´atteindre son objectif de 2020, soit une réduction de 10% par rapport à 2008
La production brute d´électricité s´élève à ~ 566 TWh, une baisse de 6 % par rapport à 2019 (~ 603 TWh)
La part des filières renouvelables passe à presque 44,5 % (~ 252 TWh) de la production brute (2019 : 242 TWh) et à presque 46 % de la consommation intérieure brute. Leur capacité totale installée atteint les 131 GW.
En revanche, les résultats excellents des énergies renouvelables lissés sur l´année ne sont pas synonyme d´un approvisionnement fiable. C’est ce que montre une évaluation détaillée des quelques situations de production d’électricité au cours de l´année 2020.
La part des énergies fossiles dans la production brute s´élève à ~ 44 % (~ 250 TWh) contre plus de 47% en 2019 (~ 286 TWh), la part de la production à partir de la houille et du lignite s´élève à environ 24% (~ 135 TWh) contre plus de 28% en 2019 (~ 172 TWh)
a production du nucléaire (~ 64 TWh) a baissé de plus de 14 % par rapport à 2019 suite à l´arrêt définitif de la centrale nucléaire de Philippsburg 2 le 31 décembre 2019.
Le solde exportateur est avec ∼ 20 TWh en recul par rapport à 2019 (∼ 33 TWh)
les émissions de gaz à effet de serre ont baissé à un niveau historique de 729 Mt CO2éq et permettent à l´Allemagne d´atteindre son objectif de 2020 (- 40% par rapport à 1990)
Plusieurs projets-phares du tournant énergétique allemand seront mis en œuvre en 2021 :
Instauration d´une taxe carbone (droits d´émission sous forme de certificats à prix fixe) sur les émissions des produits combustibles non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émissions
Mise hors service des premières centrales à houille et lignite conformément à la loi de sortie du charbon
Entrée en vigueur de la nouvelle loi EEG 2021 qui remplace la loi actuelle de 2017 par une version fondamentalement modifiée fixant des objectifs ambitieux de développement des énergies renouvelables à l´horizon de 2030 (une part de 65% à la consommation brute d´électricité)
Début d´un contrôle rigoureux des émissions de gaz à effet de serre de chaque secteur économique afin d´atteindre en toute sécurité l’objectif de réduction de 55 % d’ici 2030 par rapport à 1990 selon la loi fédérale de protection du climat 2030 (Bundes – Klimaschutzgesetz), entrée en vigueur en décembre 2019
Fin décembre 2021 : arrêt de trois (~ 4 GW) des six centrales nucléaires encore en service conformément à la loi de sortie du nucléaire de 2011
Consommation énergétique
Selon AG Energiebilanzen /1/, la consommation d´énergie primaire baisse à un niveau historique depuis la réunification de l´Allemagne, soit à 11.784 PJ (281 Mtep), moins 8,0 % par rapport à l´année précédente (2019 : 12.805 PJ).
La tendance à long terme montre que la consommation d´énergie primaire a diminué de 18,7% par rapport à 2008 (cf. figure 1). L´objectif d´une réduction de 20 % de la consommation d’énergie primaire par rapport à 2008 a néanmoins été manqué.
Ce niveau historiquement bas est principalement dû à la crise sanitaire. La baisse a été renforcée par l’amélioration de l’efficacité énergétique notamment dans les secteurs de l´industrie et du bâtiment et les conditions météorologiques favorables. Le fioul domestique, en revanche, a vu une augmentation de la demande car de nombreux consommateurs ont profité des prix bas pour reconstituer leurs stocks.
La part des sources d’énergie a également évolué. Alors que le fioul et le gaz naturel ont pu maintenir leurs positions au cours des dernières années, la houille et le lignite ont enregistré une forte baisse de leur part. Mais plus de trois quarts de la consommation d’énergie primaire sont toujours couverts par des combustibles fossiles.
Les énergies renouvelables ont augmenté leur contribution à 16,6 %. Néanmoins, leur part reste modeste en raison de leur faible croissance dans les secteurs du bâtiment et des transports.
Figure 1 : Consommation d´énergie primaire /1/
Consommation et production d´électricité
Le secteur électrique a également été fortement influencé par la crise sanitaire /2/, /3/, /4/, /5/.
Les restrictions dans la vie économique et publique ont fait reculer la consommation intérieure brute d’électricité de presque 23 TWh à 545 TWh selon BDEW /3/, ce qui correspond à une baisse de 4% par rapport à 2019 (568 TWh). L´objectif de 2020 du tournant énergétique, soit une réduction de 10% par rapport à 2008 (613 TWh) a donc été atteint.
En conséquence, la production brute d’électricité a également enregistré avec 566 TWh une réduction d´environ 6 % par rapport à 2019 (~ 603 TWh).
Les énergies renouvelables ont fourni presque 252 TWh, plus que jamais auparavant. Leur part dans la production brute d´électricité s´élève à 44,5 % en 2020. Toutefois, l’augmentation de 10 TWh, soit d´environ 4% par rapport à 2019, est, en raison du faible développement de l´éolien terrestre, inférieure de la moitié par rapport à l´augmentation observée entre 2018 et 2019.
Sous l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables serait entièrement consommée en Allemagne, les énergies renouvelables ont participé à hauteur de presque 46% à la couverture de la consommation intérieure brute d´électricité /3/.
Cette augmentation est principalement due à leur injection prioritaire au réseau et la baisse marquée de la production totale du fait de la crise sanitaire. De plus, le premier trimestre 2020 a été très venteux et le nombre d´heures d’ensoleillement supérieur à la moyenne en 2020.
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2020 /3/ (données entre parenthèses pour 2019)
Le tableau ci-dessous détaille la production brute pour chaque filière en 2020 par rapport à 2019 pour l’ensemble du secteur de l’électricité y compris la production destinée à l’autoconsommation de l´industrie et à l´autoconsommation individuelle et collective.
Conformément aux prescriptions du gouvernement fédéral, la production brute et la consommation intérieure brute sont utilisées comme base de calcul pour évaluer la part des énergies renouvelables.
Certains sites utilisent comme base de calcul la part de production nette injectée dans le réseau public sans tenir compte de l´autoconsommation de l´industrie, ce qui se traduit par une part apparemment plus importante d´énergies renouvelables à la production et consommation.
Tableau 1 : Production et consommation d´électricité 2019 et 2020 selon /3/ (les chiffres de 2020 sont provisoires)
La production d´électricité à partir du lignite et de la houille est caractérisée par des baisses importantes : la production à partir de houille a diminué de plus d´un quart et celle à partir de lignite de près d’un cinquième. Leur part à la production brute s´élève à 24%, contre 28% en 2019.
L´énergie nucléaire connaît également une réduction significative, notamment en raison du déclassement de la centrale nucléaire de Philippsburg 2 le 31 décembre 2019 /7/.
La production à partir du gaz a légèrement augmenté. En particulier, la baisse significative des prix du gaz sur le marché spot au cours de l´année et le prix toujours élevé de la tonne de CO2 dans le système européen d´échange de quotas d’émissions ont renforcé leur position par rapport aux centrales à la houille et au lignite.
Le photovoltaïque a enregistré une augmentation de presque 12 %. Cette quantité d’électricité comprend non seulement l´injection au réseau public mais aussi l´autoconsommation individuelle et collective. Sur le seul mois d’avril, le plus ensoleillé depuis l’enregistrement des données météorologiques, environ 7 TWh ont été produits.
Avec une production de 132,6 TWh, l´énergie éolienne (terrestre et en mer) est aujourd’hui de loin la source d´énergie la plus importante dans le mix électrique allemand. Les éoliennes maritimes ont enregistré une augmentation de 10,5 %. Toutefois, des taux de croissance de cette grandeur ne sont plus à prévoir dans les prochaines années, car une augmentation substantielle de leur puissance installée n´est pas prévue avant les années 2023 à 2025.
Au cours de la dernière décennie, la part des énergies renouvelables dans la production brute d´électricité a été multipliée par un facteur de 2,4 (cf. figure 3), tandis que la part de la houille et du lignite a reculé de presque la moitié à environ 24% (~ 135 TWh) en 2020. Suite à la décision de sortie du nucléaire d´ici 2022 sa part a diminué de 55% depuis 2010.
L´année 2020 est caractérisée par la crise sanitaire qui se poursuit en 2021. Il est peu probable que l´année 2021 connaisse une reprise complète. La consommation d’énergie et d´électricité en 2021 pourrait augmenter par rapport à 2020, tout en restant inférieure aux niveaux de 2019.
Figure 3 : Evolution de la production brute des différentes filières depuis 2010 /3/
L´augmentation de la production des énergies renouvelables en 2020 ne cache toutefois pas le fait que la production brute totale bas carbone (énergies renouvelables et nucléaire) stagne depuis l´année dernière. Avec l´augmentation de la production de 10 TWh en 2020 les énergies renouvelables n´arrivent pas à suppléer la perte de production résultant de l´arrêt de la centrale nucléaire de Philippsburg 2. Déjà dans le passé l´arrêt de centrales nucléaires a eu un impact négatif sur l´évolution de la production bas carbone (figure 4).
Figure 4 : Evolution de la production totale brute bas carbone (énergies renouvelables et nucléaire) selon /3/
Sans qu´une seule tonne de CO2 supplémentaire soit économisée, une augmentation de 25% de la production renouvelable d´ici fin 2022 serait nécessaire pour pallier les 64 TWh nucléaires produits en 2020 suite à la fermeture programmée des six centrales nucléaires (8,1 GW nets) toujours en activité.
Puissance installée
Actuellement l´Allemagne exploite deux parcs de production en parallèle pour une pointe de consommation autour de 82 GW.
Le pays disposait fin 2020 d´un parc de production d´environ 233 GW nets y compris les systèmes de stockage (STEP, batteries) dont ~ 102 GW de moyens conventionnels et ~131 GW d´énergies renouvelables selon /2/, /25/ et /27/. Seulement ~ 77 GW de centrales conventionnelles (hors systèmes de stockage) sont activement au réseau début 2021. Une capacité d´environ 15 GW se trouve hors marché de l´électricité et sera arrêtée ou mise en réserve stratégique.
Le tableau ci-dessous détaille l´évolution de la puissance totale nette installée du secteur électrique, y compris les centrales d´industrie pour chaque filière en 2020 par rapport à 2019.
Tableau 2 : Puissance installée en 2019 et 2020 selon /2/, /24/, /25/ et /27/ (les chiffres de 2020 sont provisoires)
Centrales nucléaires
La baisse de puissance à 8,1 GW en 2020 est due à l´arrêt de la tranche 2 de Philippsburg (1,4 GW) le 31.12.2019.
Centrales à houille
Fin 2020, la puissance installée des centrales à houille s´élevait à 23,8 GW. L´augmentation de la puissance installée est due à la mise en service de la centrale de Datteln 4 (1,1 GW) en mai 2020 /8/.
Dans le cadre d´un appel d´offres, plusieurs centrales à houille (~ 4,8 GW) ont obtenu l´adjudication pour une fermeture prématurée contre le versement d´une prime d’arrêt. Les exploitants ne seront plus autorisés à commercialiser sur le marché la production générée par l´utilisation du charbon à partir du 1er janvier 2021 /9/.
Leurs centrales ont été mises en réserve en attendant que les gestionnaires de réseau de transport vérifient leur importance systémique. Si le résultat est négatif, le § 51 de la loi sur la sortie du charbon interdit de brûler de la houille ou du lignite dans la centrale 7 mois après l´adjudication (mi-2021). Si le résultat est positif, les centrales concernées resteront en réserve stratégique. Cela signifie que l´exploitant ne pourra plus vendre d’électricité sur le marché, mais sera rémunéré afin que la centrale reste disponible pour la stabilisation du réseau en cas de besoin.
De plus environ 2,7 GW sont actuellement en « réserve d´équilibrage du réseau ». Ces centrales se sont pas en fonctionnement mais sont pertinentes pour le système électrique et pourrait être activées en cas de besoin pour des mesures de redispatching permettant de réduire les congestions du réseau. L´électricité produite ne peut pas être vendue sur le marché de l´électricité.
Donc en ce début de 2021 seule une puissance de ~ 16,2 GW est activement disponible sur le marché de l´électricité /25/.
Centrales à lignite
La puissance installée s´élève à 20,6 GW fin 2020. La centrale au lignite Niederaußem tranche D (environ 18 km à l’ouest de Cologne) d´une puissance de 297 MW a été déclassée le 31.12.2020 conformément au calendrier de fermeture annexé à la loi de sortie progressive des centrales à houille et à lignite / 10 /.
De plus 2,4 GW constituent une « réserve de sécurité » assurant une réserve ultime pour des situations extrêmes et ne sont donc plus sur le marché. En cas de besoin, ces centrales doivent être opérationnelles dans un délai de 10 jours. Au début de 2021 seuls ~ 17,8 GW sont donc activement disponibles sur le marché de l´électricité /25/.
Centrales à gaz
La puissance nette installée a légèrement augmenté par rapport à 2019 pour atteindre presque 30,5 GW dont ~ 1,5 GW sont en « réserve d´équilibrage du réseau » et ~ 1,7 GW mis sous cocon. Au début de 2021 seuls ~ 27,2 GW sont activement disponibles sur le marché de l´électricité /25/.
Centrales au fioul
Environ 1,6 GW sont actuellement en « réserve d´équilibrage du réseau » et 0,2 GW mis sous cocon, donc au début de 2021 seuls ~ 2,6 GW sont activement disponibles sur le marché de l´électricité /25/.
Stockage d´énergie
L´Allemagne dispose de STEP (Stations de Transfert d´Énergie par Pompage) d´une puissance nette totale de 9,8 GW y compris les installations au Luxembourg et en Autriche /11/ qui injectent de l’électricité directement dans le réseau allemand.
En outre, il existe un grand nombre de systèmes de stockage à batteries. La capacité cumulée des batteries est estimée fin 2020 à environ 0,3 GW selon /25/.
Energies renouvelables
En 2020, 420 éoliennes terrestres d’une capacité totale de 1431 MW ont été ajoutées et le démantèlement de 203 éoliennes d’une capacité totale de 222 MW enregistré, selon /24/. L’augmentation nette de la capacité en 2020 s´élève donc à 1 208 MW. Le nombre cumulé d´éoliennes terrestres passe ainsi à 29 608. La capacité totale installée augmente d’environ 2,3 % pour atteindre 54,4 GW.
Fin 2020, 1 501 éoliennes maritimes d’une capacité totale d´environ 7,7 GW ont été en service selon /24/. Une puissance de 219 MW a été raccordée au réseau et la capacité des installations existantes augmentée de 26 MW.
Aucun nouveau projet d’éolien maritime n’est en cours de construction, donc aucune augmentation de capacité prévue en 2021.
En 2020, environ 4,8 GWc (~10%) de puissance photovoltaïque ont été ajoutés, portant la puissance nette totale installée à 53,8 GWc.
La rubrique « déchets biogènes/divers » comprend les déchets biogènes (50% de la totalité des déchets sont par définition considérés comme renouvelables), le gaz de décharge, le gaz de station d´épuration et la géothermie.
Relation entre puissance installée et production réalisée
La puissance nette installée des énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) représente plus de la moitié de la puissance totale installée en Allemagne fin 2020. Cependant, éolien et photovoltaïque n´ont produit – lissé sur l´année – qu´environ un tiers du courant en 2020 (voir figure 5). Cela correspond à un facteur de charge moyen [1] d´environ 18%, sans toutefois apporter une contribution durable à la sécurité d´approvisionnement car la production est très fluctuante au cours de l´année (voir plus loin).
Figure 5 : puissance nette installée et production nette en pourcentage en 2020 (hors STEP) selon /2/, /3/ et /25/
A titre de comparaison, le nucléaire allemand, qui, avec 8,1 GW nets, représente environ 3,6% de la puissance installée en 2020, a produit 11,3 % du courant. Cela correspond à un facteur de charge moyen d´environ 86%.
Faits marquants des énergies renouvelables intermittentes en 2020
Les résultats excellents des énergies renouvelables lissés sur l´année ne sont pas synonyme d´un approvisionnement fiable et démontrent les limites de la conversion aux sources renouvelables intermittentes. C’est ce que montre une évaluation détaillée de quelques situations représentatives de production d’électricité au cours de l´année 2020.
Pour rappel : une étude de l´association européenne des producteurs d’électricité et de chaleur VGB PowerTech e.V. /13/ sur la fréquence des épisodes de production quasi nulle éolienne et photovoltaïque montre, entre 2010 et 2016, environ 160 épisodes de 5 jours avec une production éolienne inférieure à 5 GW et pour chaque année un épisode de 10 à 14 jours de vents faibles.
Les figures 6 à 9, générées à partir du site SMARD – site officiel de l´agence fédérale des réseaux /6/, illustrent à titre d´exemple les variations auxquelles des énergies renouvelables intermittentes peuvent être soumises.
Le mois d’avril a vu une production photovoltaïque élevée (voir plus haut). Le dimanche 5 avril, les énergies renouvelables ont couvert la consommation d’électricité en Allemagne pendant 6 heures entre 11h et 17h. Du 19 au 22 avril (cf. figure 6), une production d´énergies renouvelables élevée a également été observée pendant plusieurs jours, même en semaine où la consommation tend à être plus élevée par rapport au week-end. Pendant ces quatre jours, les énergies renouvelables ont couvert plus de 80 % de la consommation d’électricité en Allemagne.
Figure 6 : Exemple d´une forte production photovoltaïque et éolien terrestre pendant plusieurs jours (source smard)
La figure 7 montre un exemple en juillet 2020 où la production aléatoire a temporairement excédé 93% de la demande trois jours de suite.
Figure 7 : Exemple d´une forte production d´énergies renouvelables excédant la demande pendant plusieurs heures (source smard)
Le premier weekend de juillet la production d´énergies renouvelables a dépassé la demande d´électricité généralement plus faible que dans la semaine, soit de 9h45 à 17h15 le samedi 4 juillet et de 7h15 à 17h le dimanche 5 juillet 2020.
Le mardi 6 juillet, les énergies renouvelables ont produit 60,5 GW entre 13 et 14 heures, soit près de 93,5 % de la demande d’électricité.
La figure 8 montre la situation vendredi le 27 novembre entre 6 et 7 heures et jeudi le 10 décembre entre 15 et 16 h. La disponibilité des énergies renouvelables est de moins de 12% et celle du photovoltaïque et de l´éolien de 1,3 % (0,82 GW) le 27 novembre et de 2,5% (1,7 GW) le 10 décembre. Pour mémoire : le photovoltaïque et l´éolien (terrestre et en mer) totalisent une puissance nette de 116 GW en 2020.
Cette conjonction de très peu de soleil, très peu de vent et une demande d´électricité élevée conforte l´approche conservative des gestionnaires des réseaux de transport allemands qui dans leur bilan prévisionnel accordent une disponibilité de 0% au photovoltaïque et de 1% à l´éolien (terrestre et en mer) dans la gestion des périodes de pointe.
Figure 8 : Exemple d´une faible production d´énergies renouvelables plusieurs jours de suite (source smard)
Normalement l´automne et l´hiver sont les périodes les plus venteuses. Mais une production éolienne faible sur plusieurs jours en septembre est une situation intéressante (cf. figure 9) qui se produit normalement en hiver en cas d´anticyclone froid (voir plus haut).
Figure 9 : Production éolien terrestre et maritime (mer du Nord et mer Baltique) du 21 au 23 septembre 2020 (source smard)
La production d´éolien (sur terre et en mer) a été inférieure à 1 GW pendant deux jours consécutifs, et inférieure à 90 MW pendant 2 heures (le 22 septembre, 10h à 12h), soit une disponibilité de 0,14% de la puissance totale installée. La contribution de la production éolienne maritime a été zéro pendant 6 heures l´après-midi du 21 septembre et inférieure à 10 MW pendant 7 heures le matin du 22 septembre.
L´année 2020 a également mis en évidence une forte variabilité inter-saisonnière de la production éolienne au cours de l’année ainsi qu´une grande variabilité interannuelle par rapport à 2019 (figure 10)
Figure 10 : Fluctuation mensuelle de la production éolienne en 2020 et variation en pourcentage par rapport à 2019 /2/
L´augmentation de la production éolienne terrestre en 2020 par rapport à 2019 est presque entièrement concentrée sur les trois premiers mois avec plus de 40 % de la production annuelle /12/.
Dans l’analyse mois par mois, le mois de février est celui où l’apport éolien (sur terre et en mer), a été le plus élevé avec 20,6 TWh. La raison en est la tempête « Sabine », qui a fourni un apport éolien particulièrement élevé. En revanche, en mars, septembre et décembre, les éoliennes ont produit nettement moins par rapport à 2019. C’est en septembre que la production a été la plus faible en un mois avec 6,4 TWh.
Ces résultats montrent une fois encore qu´un développement massif du photovoltaïque et de l´éolien ne garantira pas, à lui seul, la sécurité d’approvisionnement après l’abandon progressif des moyens pilotables (centrales nucléaires et centrales à houille et lignite).
Échanges transfrontaliers d´électricité
Avec deux nouvelles interconnexions mises en service au quatrième trimestre, l´Allemagne/Luxembourg est reliée désormais à 10 pays : Autriche, Danemark, France, Pays-Bas, Pologne, Suède, Suisse, Tchéquie, et maintenant Belgique et Norvège.
ALEGrO, la première interconnexion directe entre l’Allemagne et la Belgique a été mise en service en octobre 2020. Le câble souterrain de 90 km offre une capacité de transmission de 1000 MW.
NordLink, une interconnexion de 623 km entre l’Allemagne et la Norvège, a été provisoirement mise en service en décembre 2020. La mise en service définitive est prévue en février 2021. L´interconnexion offre une capacité de transmission de 1400 MW et est notamment destinée à la transmission d’électricité produite par des énergies renouvelables.
Le solde des exportations d’électricité de l´Allemagne a fortement baissé au cours des deux dernières années /1/ et s´élève à environ 20 TWh en 2020 (figure 11). Pour un pays donné, le solde total des échanges physiques et contractuels devrait, dans l’idéal, être le même.
L’élément déclencheur pour l´importation ou l´exportation dépend non seulement de l´offre et de la demande, mais aussi des prix de l’électricité dans les pays voisins. L´augmentation de la production à partir d’énergies renouvelables dans les pays voisins et un prix bas du gaz, associés à un prix de la tonne de CO2 relativement stable à un niveau élevé ont provoqué un changement dans l’ordre de mérite en faveur des énergies renouvelables et des centrales à gaz à l´étranger et ont donc entraîné en Allemagne une plus grande propension à l´importation notamment du Danemark, Suède et Pays-Bas. Entre avril et juillet, l´Allemagne a importé plus d’électricité qu’elle n’en a exportée.
Figure 11 : Solde des échanges commerciaux en TWh selon /1/ (les chiffres de 2020 sont provisoires)
Au niveau des échanges physiques, en 2020, le solde exportateur est avec environ 10,2 TWh en faveur de la France selon /1/. Toutefois, une certaine proportion des flux physiques sont des volumes de transit. A titre d´exemple, une partie de l´électricité exportée par la France vers la Suisse et l´Italie transite par l´Allemagne.
Les échanges commerciaux ont été presque équilibrés entre les deux pays. La France a importé 12,7 TWh et exporté 11,1 TWh, soit un solde exportateur d´environ 1,6 TWh en légère faveur de l´Allemagne selon /5/ et /6/.
Modernisation des réseaux de transport
Un approvisionnement en électricité basé sur des sources d’énergies renouvelables recèle de nouveaux défis au niveau des réseaux. Dorénavant, une grande partie de l’électricité sera injectée de manière décentralisée dans les réseaux de distribution et transportée en partie sur de longues distances. En outre, la forte progression de l’éolien, concentré dans le Nord du pays, nécessite le renforcement des lignes nord-sud pour que l’électricité soit amenée à des centres de consommation dans le sud et dans l’ouest de l’Allemagne. L´épine dorsale est constituée par des tracés nord – sud en courant continu.
Selon la programmation actuelle de l´Agence fédérale des réseaux, environ 7700 km du réseau de transport (lignes nouvelles ou de renforcement des lignes existantes) sont prioritaires. Suite au nouvel objectif d´une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation d´électricité d´ici 2030, les besoins d’extension du réseau de transport seront encore plus importants.
Or, le développement du réseau de transport ne suit pas le rythme de développement des énergies renouvelables. A la fin du troisième trimestre 2020, environ 4700 km étaient en cours d´examen et environ 1500 km (19,5%) réalisés /14/.
Émissions de gaz à effet de serre
Les émissions s´élèvent à 729 Mt CO2éq en 2020 selon le bilan final de l´Agence Fédérale pour l´Environnement /30/ ce qui correspond à une réduction de 41,3% par rapport à 1990. L´objectif de l´Allemagne de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40% d’ici 2020 par rapport à 1990 a donc été atteint.
Les émissions de gaz à effet de serre ont diminué de 71 Mt CO2éq, soit une baisse de 8,9% par rapport à l´année précédente. Plus d´un tiers des réductions est dû aux conséquences de la crise sanitaire, principalement dans les secteurs des transports et de l´énergie.
Pour la réalisation des objectifs climatiques de l’Allemagne le secteur de l’énergie est déterminant / 15 /. Il comprend non seulement les émissions CO2 du secteur de l´électricité mais aussi d’autres émissions issues par exemple des installations de chauffage urbain, des raffineries de pétrole ou les émissions fugitives de l´approvisionnement en gaz.
Dans le secteur de l´énergie les émissions ont diminué en 2020 de 39 Mt CO2éq, soit une baisse de 15,2% par rapport à l´année précédente. Avec 220 Mt CO2éq, ce secteur a réussi à réduire ses émissions de CO2 de 52,8% par rapport à 1990 selon /21/. La majeure partie de cette évolution positive en 2020 est attribuable à la baisse des émissions liées à la production d´électricité à partir de lignite. Les émissions provenant de la production d´électricité à partir de houille ont diminué malgré la mise en service de la centrale à houille Datteln 4.
En revanche les énergies renouvelables ont très peu contribué, car la production bas carbone (énergies renouvelable et nucléaire) n´a presque pas évolué par rapport à 2019, cf. figure 4.
Avec les émissions de 187 Mt CO2éq on obtient un contenu carbone moyen du secteur électrique allemand d´environ 0,37 kg CO2/kWh en 2020 selon Agence Fédérale pour l´Environnement /29/.
Pour la première fois, les données sur les émissions sont présentées dans le contexte de la nouvelle loi fédérale sur la protection du climat /15/, qui fixe à partir de 2020 des objectifs juridiquement contraignants en matière d’émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique à l´horizon de 2030.
Il y a des efforts à faire dans le secteur bâtiment. En 2020, les émissions ont atteint 119 Mt CO2éq, soit une baisse de 2 Mt CO2éq par rapport à l´année précédente. Mais malgré cette réduction, le secteur bâtiment dépasse de justesse la limite fixée par la loi sur la protection du climat à 118 Mt CO2éq pour 2020.
La figure 12 montre l´objectif de 2030 et l´évolution des émissions allemandes de gaz à effet de serre contenus dans le « panier de Kyoto » en millions de tonnes de CO2éq par an de 2010 à 2020 selon /30/.
Figure 12 : Évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an (hors secteur des terres et forêts – UTCATF) et l´objectif de 2030
Evolution des prix de l´électricité
Prix au marché spot en 2020
Bien que le volume d´électricité négocié sur les bourses ne représente qu´une fraction du volume total des échanges commerciaux, les marchés électriques Day-Ahead de l´EPEX SPOT pour une livraison d’électricité le jour suivant sont considérés comme un indicateur des prix de gros. Une fourchette de prix de -500 €/MWh à 3 000 €/MWh est définie pour le négoce Day-Ahead /16/.
La figure 13 montre la moyenne par mois calculée à partir des 24 prix horaires d’une journée pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg pour 2019 et 2020.
Figure 13 : Prix Day-Ahead de l´EPEX SPOT (moyenne par mois en 2019 et 2020) pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg
Le prix de gros moyen de l’électricité en 2020 était de 30,47 €/MWh contre 37,67 €/MWh en 2019 : /4/, / 6 /.
Le prix le plus bas a été de 17,09 €/MWh en avril. Cela s’explique notamment par la très faible consommation d´électricité due à la crise sanitaire et un recours très important aux énergies renouvelables. En outre, le nombre élevé de prix de gros négatifs (40 heures) a contribué à une réduction du prix de gros moyen.
Le prix le plus bas de l’année a été atteint le mardi 21 avril entre 14h00 et 15h00, soit – 83,94 Euro/MWh. Le prix le plus élevé a été observé le lundi 21 septembre entre 19h et 20h avec 200,04 Euro/MWh. Pendant cette période, la forte consommation d´électricité a coïncidé avec une faible production d´énergies renouvelables.
Episodes de prix négatifs au marché spot
En 2020, le nombre de pas horaires avec des prix négatifs a atteint son plus haut niveau, soit 298 des 8784 pas horaires négociés au marché spot. Bien que le nombre de pas horaires négatifs ait une importance plutôt mineure (~ 3,4%) par rapport au total d´heures négocié par an, il s´agit d´une augmentation de plus de 40% par rapport à 2019 (211 pas horaires avec des prix négatifs). Cela s´explique par l´augmentation du recours aux énergies renouvelables et la baisse de consommation d´électricité suite à la crise sanitaire.
La figure 14 montre les pas horaires mensuels avec des prix négatifs négociés sur le marché Day-Ahead.
Figure 14 : Pas horaires par mois avec des prix spot négatifs /4/
En février 2020, par rapport au même mois 2019, le nombre de pas horaires de prix négatifs de l’électricité est passé de 9 à 84 sur les 696 pas horaires totaux échangés, ce qui s´explique par la forte production éolienne pendant ce mois tempétueux. Le plus grand nombre de pas horaires de prix négatifs a été enregistré le dimanche 16 février, avec 22 heures consécutives.
En 2020, le prix négatif moyen était de -15,50 €/MWh contre -17,27 €/MWh en 2019, le prix négatif record a atteint -84 €/MWh (2019 : -90 €/MWh).
La valeur du marché des prix négatifs – prix négatif moyen par heure multiplié par la quantité d’électricité négociée – est estimée à 150 M€ en 2020 selon /26/. Malgré une forte augmentation du nombre de pas horaires de prix négatifs, leur valeur du marché n´a pas subi une hausse importante par rapport à 2019 (~ 134 M€). Cela est dû à la fois au plus faible volume d´électricité négocié pendant ces heures et au prix moyen moins négatif qu´en 2019.
EPEX Spot pratique en Allemagne aussi le négoce des contrats de 15 minutes sur le marché infra-journalier et la vente aux enchères de contrats de 15 minutes. En 2020, le marché infra-journalier a enregistré 1783 quarts d´heure avec des prix négatifs, et les enchères infra-journalières 2041 quarts d´heure. En revanche, le volume négocié est nettement plus faible et en conséquence la valeur négative comparativement moins pertinente.
Alors que le producteur d´une centrale conventionnelle doit prendre à sa charge les frais des prix négatifs, la situation des producteurs d´énergies renouvelables dépend de la taille et de la date de mise en service des installations. La réglementation en vigueur depuis 2017 prévoit la suspension de la rémunération si le prix de l´électricité au marché spot affiche une valeur négative pendant au moins six heures sans interruption pour les éoliennes > 3 MW et les autres installations d´énergies renouvelables > 500 kW mises en service à partir de 2016. Si cela se produit, les exploitants ne recevront plus le complément de rémunération rétroactivement à partir de la première heure du prix négatif.
La règle des 6 heures s´est appliquée pour 192 des 298 pas horaires avec des prix négatifs en 2020.
Dans le cadre de la loi EEG 2021, entrée en vigueur début 2021 (voir plus bas), la suspension de la rémunération des nouvelles installations d´énergies renouvelables > 500 kW est prévue si le prix au marché spot affiche une valeur négative pendant au moins quatre heures sans interruption. Il s´agit d´un durcissement de la réglementation actuelle qui reste toutefois en vigueur pour les installations existantes.
Projets phares du tournant énergétique mis en œuvre en 2021
Plusieurs projets phares du tournant énergétique allemand seront mis en œuvre en 2021 suite aux objectifs énoncés dans le programme de protection du climat 2030 /22/ : une baisse de 55% des émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 par rapport à 1990 et une part de production d´énergies renouvelables de 65% :
Instauration de la « taxe carbone » à partir de 2021 sur les émissions des produits combustibles non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émissions /17/. Le prix initial des droits d´émissions sous forme de certificats a été fixé à 25 Euros par tonne de CO2. Le prix augmentera ensuite régulièrement, incitant à réduire l´usage des énergies fossiles, de 5 Euros par an en 2022 et 2023 puis de 10 Euros par an et passera à 55 Euros en 2025. En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 55 Euros à 65 Euros par tonne de CO2.
Cela enchérira à partir de 2021 les carburants et combustibles fossiles tels que le fioul, le gazole, l’essence et le gaz naturel.
Pour soulager la facture d´électricité des consommateurs, la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques (EEG-Umlage) a été plafonnée à 65 €/MWh en 2021 et à 60 €/MWh en 2022 /18/ grâce à la subvention de l´Etat alimentée principalement par les recettes supplémentaires provenant de la « taxe carbone »
Loi sur la sortie des centrales à houille et à lignite (Kohleausstiegsgesetz) /10/. L’Allemagne vise un abandon de ces centrales au plus tard en 2038 avec deux étapes intermédiaires : réduction d´ici fin 2022 de la puissance nette des centrales au réseau à 30 GW (15 GW de lignite et 15 GW de houille) et à 17 GW au 1er avril 2030 (9 GW de lignite et 8 GW de houille). Des indemnités de plusieurs milliards d´Euros sont prévues pour les exploitants en compensation de l´arrêt de leurs centrales. Les régions minières reçoivent des aides fédérales de 40 milliards d’Euros pour le soutien structurel.
Dans ce contexte, la première centrale à lignite d´une puissance d´environ 300 MW a été déclassée le 31.12.2020 conformément au calendrier de fermeture. De plus, presque 4,8 GW de centrales à houille ont été retirés du marché de l´électricité fin 2020 ayant obtenu l´adjudication pour une fermeture prématurée contre le versement d´une prime d’arrêt /9/
Nouvelle loi sur les énergies renouvelables de 2021 (EEG 2021), entrée en vigueur le 1.1.2021 /19/. Son objectif est de créer les conditions juridiques permettant de garantir que toute l´électricité produite en Allemagne soit neutre en carbone à partir de 2050. L´objectif intermédiaire est une part des énergies renouvelables de 65 % à la consommation brute d´électricité en Allemagne en 2030. La loi prévoit une trajectoire de développement de la puissance installée jusqu’en 2030, soit 71 GW pour l’éolien terrestre, 20 GW pour l’éolien maritime, 100 GW pour le photovoltaïque et 8,4 GW pour la biomasse. Dans ce contexte, la loi fixe, de manière contraignante, la feuille de route pour y parvenir.
Début d´un contrôle rigoureux des émissions de gaz à effet de serre de chaque secteur économique afin d´atteindre en toute sécurité l’objectif de réduction de 55 % d’ici 2030 par rapport à 1990 selon la loi fédérale de protection du climat 2030 (Bundes – Klimaschutzgesetz), entrée en vigueur en décembre 2019. La loi fixe en effet des objectifs juridiquement contraignants en matière d’émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique /15/. Si à partir de 2021 les émissions annuelles dans un ou plusieurs secteurs sont dépassées, des mesures supplémentaires seront mises en œuvre.
Fin décembre 2021 : arrêt de trois centrales nucléaires : Gundremmingen tranche C (1288 MW de puissance électrique nette), Grohnde (1360 MW de puissance électrique nette) et Brokdorf (1410 MW de puissance électrique nette), soit plus de 4 GW de puissance nette à production bas carbone, seront déclassées conformément à la loi de sortie du nucléaire de 2011 /20/. Les trois dernières centrales nucléaires seront mises hors service fin 2022.
[1] Le facteur de charge est le rapport entre l’énergie électrique effectivement produite par une unité de production sur une période donnée et l’énergie qu’elle aurait produite si elle avait fonctionné à sa puissance maximale durant la même période
Centrale de Mülheim-Kärlich (source RWE), réacteur à eau pressurisée, 1300 MWe, en arrêt provisoire depuis 1988 après seulement 13 mois de fonctionnement en raison des contentieux juridiques. Un quota d´électricité de 107 TWh a été accordé à RWE dans le cadre de la loi Atomique de 2002 pour report vers d´autres centrales nucléaires. En contrepartie, RWE s’est engagée à fermer définitivement la centrale.
La Cour Constitutionnelle allemande de Karlsruhe a publié en novembre 2020 son jugement de fin septembre 2020 /1/ selon lequel le 16e amendement à la loi Atomique de juillet 2018 est inapplicable et entaché d’irrégularités formelles.
Selon la Cour Constitutionnelle, le 16e amendement n’est jamais entré en vigueur car une condition préalable n´a pas été remplie, à savoir la procédure de contrôle des aides d´État de la Commission européenne ne s’est pas déroulée correctement.
De plus le mécanisme de compensation des électriciens a été jugé insuffisant. Le groupe suédois Vattenfall s’estimait en effet lésé par ce mécanisme de compensation et avait porté l’affaire en justice.
Par conséquent, la Cour Constitutionnelle demande au législateur de modifier la loi Atomique dans les plus brefs délais afin d’éliminer les entorses aux droits fondamentaux déjà identifiées lors du jugement de décembre 2016 au sujet du 13e amendement à la loi Atomique de 2011.
Update : Le gouvernement allemand a conclu un accord avec les exploitants nucléaires sur le mécanisme d´indemnisation en mars 2021, voir ici.
Le gouvernement allemand doit revoir son mécanisme d’indemnisation pour les pertes d´exploitation suite à l’arrêt immédiat des 8 réacteurs en 2011 (13e amendement à a loi Atomique de 2011) par rapport aux quotas d’énergie accordés dans le cadre de la loi Atomique de 2002. Le mécanisme d´indemnisation s’applique aux exploitants nucléaires Vattenfall (centrales de Krümmel et Brunsbüttel) et RWE (centrale de Mülheim-Kärlich). E.ON est dans un cas différent, disposant de la possibilité de consommer son quota dans ses centrales nucléaires encore en service.
Le jugement de la Cour Constitutionnelle a des conséquences de grande portée.
Pour l’État, la résolution de la haute juridiction de Karlsruhe est très embarrassante. Après tout, cela montre l’incapacité du gouvernement fédéral à rendre la sortie du nucléaire parfaitement sûre sur le plan juridique.
Dans un communiqué de presse Mme Svenja Schulze, Ministre fédérale de l’Environnement, de la Protection de la nature et de la Sécurité nucléaire fait savoir /2/ que le gouvernement fédéral respecte bien sûr le jugement et modifiera « dans un délai convenable » la loi Atomique dans le sens du jugement de la Cour Constitutionnelle.
La ministre souligne que le jugement ne concerne pas la sortie du nucléaire d´ici 2022 qui n´a pas été remise en question par la Cour Constitutionnelle en 2016. Il s’agit seulement « d’une question marginale : la réglementation de certaines demandes d’indemnisation éventuelles par les exploitants de centrales nucléaires ».
En revanche, les retombées économiques du jugement sont limitées. Selon les estimations du Ministère fédéral de l’environnement, les pertes de recettes des exploitants nucléaires RWE et Vattenfall représentent un montant inférieur à un milliard d´Euros. Les montants définitifs d’indemnisation doivent être calculés après 2022, lorsque tous les réacteurs auront été mis à l’arrêt car les quotas non consommés ne seront connus qu´à ce moment-là.
Néanmoins, cette décision est une bonne nouvelle pour les énergéticiens. Seul le groupe suédois Vattenfall s’estimait lésé par ce mécanisme de compensation et avait porté l’affaire en justice. Mais RWE a également salué la décision de la Cour de Karlsruhe et espère maintenant avoir son droit renforcé à une indemnisation de l’État ou pouvoir vendre ses quotas résiduels d´électricité à un prix équitable.
Information de fond
Le 13e amendement d´août 2011 à la loi Atomique a entériné la fermeture immédiate et définitive de huit réacteurs (capacité nette de ~ 8 400 MW). Les neuf réacteurs restants seront arrêtés progressivement (introduction des dates butoirs de fermeture). Les trois derniers réacteurs seront arrêtés fin 2022 /3/.
Le 13e amendement ne prévoit aucune compensation pour les pertes de recettes par rapport aux quotas d’énergie accordés dans le cadre de la loi Atomique de 2002. RWE, E.ON et Vattenfall ont déposérecours auprès de la Cour Constitutionnelle pour inconstitutionnalité du 13e amendement à la loi Atomique.
En décembre 2016, la Cour Constitutionnelle a rendu un jugement selon lequel les électriciens sont en droit d’exiger une indemnisation pour les pertes d´exploitation par rapport aux quotas d’énergie accordés dans le cadre de la Loi Atomique de 2002. Celle-ci attribuait un quota (en térawattheure) à produire par réacteur. La loi Atomique de 2011 a rendu impossible la production de ces quotas, notamment ceux accordés aux centrales nucléaires de Vattenfall (Krümmel et Brunsbüttel) et de RWE (Mülheim-Kärlich)
En revanche la Cour Constitutionnelle ne remet pas en question la sortie du nucléaire d’ici 2022.
Pour la mise en œuvre du jugement, le législateur a adopté le 16e amendement à la loi Atomique en juillet 2018. Cependant, le 16e amendement à la loi Atomique n’était pas conforme à cet objectif, comme l’a déterminé la plus haute instance constitutionnelle /1/.
Selon la Cour Constitutionnelle, le 16e amendement n’est jamais entré en vigueur car une condition préalable n´a pas été remplie, à savoir la procédure de contrôle des aides d´État de la Commission européenne ne s’est pas déroulée correctement. Il n’y a pas eu de notification juridiquement contraignante de la Commission européenne sur cette question, mais seulement une évaluation non contraignante (« Comfort Letter »), qui, contrairement à l’avis du gouvernement, ne remplit pas les conditions de modalité d’entrée en vigueur de l´amendement.
Le 16e amendement était apparemment imprécis. La Direction générale de la concurrence de la Commission européenne a fait savoir que ses services ont supposé qu’aucune notification formelle au titre de l’article 108 (3) du Traité sur le fonctionnement de l’Union européenne n’était nécessaire en ce qui concerne le 16e amendement à la loi Atomique.
De plus le mécanisme de compensation des électriciens a été jugé insuffisant par la haute juridiction de Karlsruhe. Le groupe suédois Vattenfall s’estimait en effet lésé par ce mécanisme de compensation et avait porté l’affaire en justice.
Vattenfall et RWE ont été soumis à des contraintes. Le gouvernement a exigé que les énergéticiens fassent tous les efforts nécessaires pour vendre la quantité d’électricité résiduelle à leurs concurrents. Ce n’est que s’ils n’y parviennent pas qu’ils auront droit à une indemnisation de l´État. En fait, seule PreussenElektra GmbH, une filiale d´E.ON, aurait pu être considérée comme un acheteur potentiel qui aurait probablement essayé de baisser le prix de vente. Si les entreprises Vattenfall et RWE rejetaient l’offre, l’État pourrait les accuser de ne pas faire suffisamment d’efforts pour vendre leur quantité d’électricité résiduelle – et refuser l´indemnisation par l´État.
La haute juridiction de Karlsruhe a jugé ceci anticonstitutionnel. Au moment de l’action, les électriciens concernés ne peuvent pas savoir quelles conditions de transfert ils doivent accepter, et les modalités d’indemnisation actuelles leur imposent soit d’accepter des conditions de vente de leur quota résiduel potentiellement inacceptables, soit de prendre le risque de se retrouver sans indemnisation de l´État. Ainsi, le 16e amendement ne prévoyait pas de modalités d’indemnisation adéquates au sens du jugement de la Cour Constitutionnelle de décembre 2016.
Par conséquent, la Cour Constitutionnelle demande au législateur de revoir la loi Atomique dans les plus brefs délais afin d’éliminer les entorses aux droits fondamentaux déjà identifiées lors du jugement de 2016 au sujet du 13e amendement de 2011. Pour l’instant, il n’y a pas de date butoir pour la modification de la loi.
Outre la procédure juridique engagée en Allemagne, le groupe suédois Vattenfall réclame plus de 6 milliards d’Euros intérêts compris à l’Etat allemandpour l’arrêt de Krümmel et Brunsbüttel devant le CIRDI (Centre international pour le règlement des différends relatifs aux investissements), tribunal d’arbitrage de la Banque Mondiale situé à Washington /3/.
Le jugement du CIRDI était initialement attendu en 2018 mais, suite aux tentatives infructueuses du gouvernement allemand de disqualifier les 3 juges du CIRDI pour partialité, la procédure a été retardée.
Bien que le confinement au premier semestre 2020 ait donné un bref répit au changement climatique, la transition énergétique allemande (Energiewende) est néanmoins ralentie par la lutte contre la pandémie. Le développement de l´éolien terrestre et du réseau de transport ne progresse pas, et le nombre d’emplois dans les énergies renouvelables est en baisse. Le baromètre actuel (septembre 2020) de McKinsey de la transition énergétique montre que 8 des 15 indicateurs sont encore réalisables bien que pour 3 indices la réalisation semble incertaine. Pour 2 indicateurs il y a un besoin d’ajustement et pour 5 indicateurs, la réalisation des objectifs est « irréaliste ».
Depuis 2012 McKinsey publie un baromètre semestriel pour analyser la progression de la transition énergétique allemande. Le cabinet s’appuie sur les trois critères du triangle énergétique : la sécurité d’approvisionnement, l’économie et la protection de l’environnement et du climat. Le cabinet évalue en permanence jusqu’à maintenant 15 indicateurs sous l’angle de leur progression vers les objectifs prévus pour la transition énergétique /1/, /2/. L´avancement des indicateurs est décrit en détail dans l´annexe.
COVID-19 – Amplificateur de freinage pour la transition énergétique
Même avant la pandémie, la transition énergétique était déjà en perte de vitesse, par exemple en ce qui concerne le développement des énergies renouvelables ou les investissements dans les technologies durables. La crise sanitaire a renforcé cette tendance négative : au premier semestre 2020, une capacité éolienne de seulement 810 MW a été installée, dont 591 MW d´éolien terrestre et 219 MW d´éolien maritime. Bien que cela représente 50 % de plus que le niveau historiquement bas des nouvelles constructions à la même période l’année dernière, ce n’est que la moitié de la capacité ajoutée au cours du premier semestre 2018. De plus, les nouvelles implantations d´éolien terrestre sont contrebalancées par le démantèlement d’une capacité de 84 MW au cours du premier semestre 2020 /3/, /4/.
Malgré le fait que la part des énergies renouvelables à la consommation brute d’électricité a atteint 50% au premier semestre de 2020 /5/, la faiblesse des cours sur les marchés internationaux de l’énergie suite à la crise sanitaire a rendu l’utilisation des énergies conventionnelles plus attrayante et a ralenti la transition énergétique.
Fin mars, les prix du gaz étaient inférieurs d’un quart et de la tonne CO2 d’un tiers à ceux du début de l’année.
Au cours du premier semestre 2020 la consommation brute d’électricité a baissé de 5,7 % par rapport à la même période de 2019. Entre février et mai 2020, le prix spot de l’électricité s´est effondré /6/. Toutefois, à partir de septembre 2020 un redressement du prix spot moyen est observé, le prix étant plus élevé qu´en septembre 2019 (voir figure 1).
Figure 1 : Evolution des prix spot moyens de l´électricité selon /6/
Une réduction des émissions de gaz à effet de serre d´environ 30% nécessaire d´ici 2030
L´objectif de l’Allemagne est une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40 % d´ici 2020 et de 55 % à l’horizon de 2030 par rapport à 1990.
Conformément aux objectifs, le gouvernement allemand prévoit une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40% d´ici fin 2020 et de 55% d’ici 2030 par rapport à 1990.
Dans l’état actuel des choses, cela signifie qu’il faudrait encore économiser 30 % de gaz à effet de serre et passer de 805 Mt CO2éq en 2019 à 563 Mt CO2éq en dix ans.
Selon les premières estimations, entre la mi-mars et la fin avril, les émissions quotidiennes en Allemagne ont été temporairement jusqu’à 26 % inférieures à celles de l’année précédente ; 15 à 20 Mt CO2éq ont été économisées /2/. Si les émissions devaient rester à ce niveau en permanence, les objectifs climatiques seraient presque atteints d’ici 2030. C´est irréaliste et serait associé à l´arrêt d´une très grande partie de l’économie. La réduction drastique des émissions au printemps suite à la pandémie n’a été possible que par une restriction tout aussi drastique de la vie socio-économique.
Cette baisse des émissions devrait donc rester temporaire et sera nettement inférieure sur l’année entière. Si l’économie se redresse rapidement, l’effet de la crise sanitaire pourrait même disparaître complètement.
Les « stimulations vertes » du plan de relance de l´économie sont positives mais insuffisantes
Une reprise économique rapide est une condition préalable essentielle pour surmonter les conséquences économiques de la pandémie. Pour soutenir ce processus, le gouvernement allemand a lancé un vaste plan de relance économique de 130 milliards d’euros en juin 2020.
Afin que la protection du climat ne soit pas mise de côté, le plan de relance contient également des « stimulations vertes » ainsi que des mesures visant à promouvoir l’innovation.
L’éventail des mesures concrètes va du développement de l’énergie solaire et éolienne à l’électrification des secteurs des transports et du chauffage & refroidissement, en passant par la promotion des technologies de l’hydrogène vert.
Selon M. McKinsey, les stimulations vertes du plan de relance soutiennent la protection du climat mais elles ne sont pas suffisantes pour accélérer suffisamment la réduction des émissions de gaz à effet de serre dans tous les secteurs.
Secteur énergétique
Jusqu’à présent, le secteur énergétique est le principal contributeur à la réduction des émissions des gaz à effet de serre. D’ici 2030, le secteur doit économiser de l´ordre de 7 Mt CO2eq par an pour atteindre l’objectif sectoriel (175 Mt CO2éq). Si l’on considère l’évolution depuis 2010, les entreprises ont atteint et dépassé depuis longtemps ce taux de réduction. La sortie progressive du charbon contribuera à elle seule de manière significative à la réduction des émissions d’ici 2030. En outre, le cadre du plan de relance économique ouvre désormais la voie à un développement accru de l’énergie solaire et de l´éolien maritime. Toutefois, pour l´éolien terrestre – filière de production renouvelable la plus importante – des efforts supplémentaires sont nécessaires pour atteindre l’objectif de 2030.
Secteur industriel
Les émissions du secteur industriel devraient être réduites de plus de 4 Mt CO2éq par an pour atteindre l´objectif de 140 Mt CO2éq en 2030. L’effort réel nécessaire est encore plus important si l’on considère que la croissance économique future augmentera encore les émissions. Depuis 2010 les émissions de l´industrie n’ont diminué que de 188,2 Mt (2010) à 187,6 Mt CO2éq (2019), voir figure 2 /7/.
En dehors de la promotion des technologies de l’hydrogène vert, le plan de relance économique ne prévoit pas encore d’incitations suffisantes pour la réduction des émissions dans le secteur industriel.
Secteur des transports
Le secteur des transports doit économiser plus de 6 Mt par an pour atteindre l´objectif de 95 Mt CO2éq en 2030. Jusqu’à présent, cependant, peu de progrès ont été observés. Au contraire : au cours de la dernière décennie, les émissions sont en fait passées de 153 Mt en 2010 à 163 Mt CO2éq en 2019. C’est là que le plan de relance économique du gouvernement pourrait faire accélérer la mise en place de véhicules électriques et la création d’infrastructures de recharge.
Secteur bâtiment, chaleur & refroidissement
Par rapport au secteur des transports, l’objectif 2030 du secteur bâtiment, chaleur & refroidissement est avec 70 Mt CO2éq bien inférieur, ce qui conduit à un taux de réduction de 5 Mt CO2éq par an. Cependant, entre 2010 et 2019 la réduction d’émissions n´a même pas atteint les 27 Mt CO2éq. Il y a encore beaucoup de rattrapage à faire. Malgré les subventions gouvernementales, la grande percée en termes de rénovation de bâtiments n’a pas encore eu lieu. Le taux de rénovation stagne à environ 1 % par an, alors qu’il faudrait au moins 1,5 % pour atteindre les objectifs climatiques de 2030. Dans ce secteur en particulier, l’Allemagne a perdu un temps précieux au cours de la dernière décennie.
Annexe : Baromètre semestriel de septembre 2020 : vue d’ensemble des indicateurs
Augmentation de la part des énergies renouvelables, diminution des émissions de gaz à effet de serre : à première vue, le bilan actuel de la transition énergétique est assez positif. Mais, à y regarder de près, il faudrait agir dans de nombreux domaines. Le baromètre actuel (septembre 2020) de McKinsey de la transition énergétique montre que 8 des 15 indicateurs sont encore réalisables bien que pour 3 indices la réalisation semble incertaine. Pour 2 indicateurs il y a un besoin d’ajustement et pour 5 indicateurs, la réalisation des objectifs est « irréaliste ».
Tableau 1 : Indicateurs dont la réalisation semble réaliste Tableau 1 suite Tableau 2 : Indicateurs dont la réalisation est incertaine Tableau 3 : Indicateurs demandant un ajustement Tableau 4 : Indicateurs dont la réalisation semble irréaliste
Le développement des parcs éoliens maritimes constitue l’une des priorités en Allemagne pour promouvoir les énergies renouvelables. Fin 2019, la puissance installée s´élève à environ 7,5 GW (Mer du Nord et Mer Baltique) selon /1/. L’objectif de développement des éoliennes maritimes a été porté de 15 à 20 GW en 2030 avec l´adoption du programme de protection du climat 2030 (Klimaschutzprogramm 2030) en octobre 2019.
Les différents scénarios prévoient une puissance nominale de 45 à 70 GW dans la partie allemande (Baie Allemande) de la Mer du Nord d’ici 2050. Avec une production d’électricité de 180 à 280 TWh, cela devrait permettre de couvrir entre un tiers et la moitié de la consommation actuelle d’électricité.
Une étude publiée par le think tank Agora Energiewende en mars 2020 /2/ conclut que les parcs éoliens allemands devraient être construits non seulement dans la Baie Allemande mais aussi dans des zones plus éloignées, autrement le facteur de charge pourrait baisser de 15 % à 20 % à cause de l’effet de sillage.
Figure 1 : Effets de sillages sur un parc éolien en Mer du Nord /3/
A l’arrière d’une éolienne, un sillage se développe (voir figure 1) et la vitesse moyenne du vent est diminuée entrainant notamment une baisse de production des éoliennes environnantes.
L’effet de sillage est plus important pour les éoliennes maritimes que sur terre suite à la densité de puissance nominale prospectée beaucoup plus élevée (la densité de puissance prospectée est de l’ordre de 10 MW par km² en mer contre moins de 0,5 MW par km2 en moyenne en 2018 sur terre) et des turbulences atmosphériques plus fortes sur terre entraînent une meilleure récupération de l’énergie qu´en mer /2/.
Le développement des parcs éoliens terrestres et maritimes constitue l’une des priorités
Les objectifs de l´Allemagne de réduction de gaz à effet de serre nécessitent un développement massif des énergies renouvelables dont le développement des parcs éoliens terrestres et maritimes constitue l’une des priorités.
Selon les différentes hypothèses /2/, notamment en tenant compte des besoins futurs en hydrogène, la production annuelle totale d’électricité à partir de l’énergie éolienne en 2050 pourrait se situer entre 470 et 750 TWh. Cela signifie une multiplication d´un facteur 4 à 6 par rapport à la production en 2019. Sur cette quantité, 220 à 520 TWh pourraient être produits par l’éolien terrestre, et 180 à 280 TWh par l’éolien maritime (voir figure 2).
Figure 2 : Besoins futurs de la production annuelle d’électricité à partir de l’énergie éolienne
Analyse de l´effet de sillage sur le développement de l’éolien maritime dans la Baie Allemande de la Mer du Nord
Dans une récente étude « Making the Most of Offshore Wind – Re-Evaluating the Potential of Offshore Wind in the German North Sea » /2/, commandée par le think tank Agora Energiewende et réalisée par l’Université technique du Danemark et l’Institut Max Planck de biogéochimie, une analyse de l’effet de sillage sur le développement de l´éolien maritime dans la Baie Allemande (Deutsche Bucht), a été effectuée sur la base de modèles de simulation.
La figure 3 montre la Baie Allemande (zone bleue) avec des parcs d´éoliennes maritimes dans la zone 1 (2767 km²) proche du rivage (vert) et des parcs prospectés dans la zone 2 (4473 km²) plus lointaine (rose). La surface et le périmètre sont indiqués pour chaque parc.
Figure 3 : Baie Allemande en Mer du Nord – surface et périmètre de chaque parc d´éoliennes construit ou envisagé /2/
Les études menées par différentes organisations /2/ prévoient une puissance nominale d´éoliennes maritimes de 45 à 70 GW dans la Baie Allemande à l´horizon de 2050.
L´effet de sillage a été évalué pour différents scénarios de puissances nominales dans la Baie Allemande. Sous l´hypothèse de caractéristiques d’une éolienne de 12 MW et différentes densités de puissance nominale installée, allant de 5 MW/km2 à 20 MW/km2, on obtient une fourchette de puissance totale possible entre 14 GW et 145 GW, ce qui correspond à un total d’environ 1 200 à 12 000 éoliennes de 12 MW chacune.
L´effet de sillage a été obtenu à partir de deux modèles de simulation : l´une « KEBA » (Kinetic Energy Budget of the Atmosphere) est simple et rapide, et l´autre « WRF » (Weather Research and Forecast model) est très complexe et nécessite une grande puissance de calcul pour effectuer les simulations. Néanmoins, les deux modèles montrent un niveau de concordance remarquable dans le degré global de réduction des rendements suite au sillage.
La figure 4 montre à titre d´exemple les résultats pour la zone 1 (2767 km2) et la zone 1 + 2 (7240 km2) obtenus par le modèle de simulation « KEBA ».
Figure 4 Résultats de simulation de l´effet de sillage obtenus par le modèle « KEBA » (Kinetic Energy Budget of the Atmosphere)
Actuellement 6,5 GW sont installés dans la Baie Allemande de la Mer du Nord et environ 1 GW en Mer Baltique /1/. Le nombre d´heures équivalent pleine puissance des éoliennes maritimes se situait autour de 3600 h en 2019.
Pour une densité de puissance prospectée de l’ordre de 10 MW par km² ce qui correspond à 28 GW d´éoliennes installées sur la zone 1 (~ 2 800 km²), le rendement tomberait à environ 3 450 heures équivalentes pleine puissance soit une production annuelle d’électricité à près de 100 TWh de. La puissance prospectée de 72 GW sur les zones 1 et 2 (~7 200 km²), correspondant également à une densité de 10 MW par km², réduirait le nombre d´heures équivalentes pleine puissance à environ 3 000 heures par an, soit une production annuelle d’électricité à près de 220 TWh.
La capacité supplémentaire de 44 GW n´ajouterait que 120 TWh aux 100 TWh produits par les 28 GW. On est donc loin des quelque 260 TWh par an que l´on pourrait espérer d´une puissance nominale de 72 GW et en admettant le nombre d´heures équivalent pleine puissance actuellement observé dans la Baie Allemande.
Conclusion
En tenant compte des besoins de la production d’électricité à partir des éoliennes maritimes allant de 180 à 280 TWh à l´horizon de 2050, l´étude conclut que l’effet de sillage pourrait avoir un impact significatif sur le nombre d’heures équivalent pleine puissance et doit donc être pris en compte pour la planification future.
Les auteurs de l´étude proposent d´étendre l’installation des parcs supplémentaires d´éoliennes maritimes sur une plus grande surface en coopération avec les pays voisins de l’Allemagne. Ils préconisent en outre d’étudier plus en détail des effets locaux de sillage qui pourraient être non-négligeables sur les facteurs de charge des parcs d’éoliennes terrestres et maritimes.
Selon le think tank AGORA Energiewende, les émissions de gaz à effet de serre pourraient diminuer de 40 à 45 % en 2020 par rapport à 1990 principalement en raison de l´épidémie de coronavirus. Sous cette hypothèse l´Allemagne atteindrait son objectif de 2020, soit une réduction de 40% des émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990. Cependant, il est à craindre que les émissions rebondissent après l´effet exceptionnel de l´épidémie et qu´il y ait en plus une réticence à investir dans la protection du climat.
Les émissions de gaz à effet de serre ont reculé à 805 Mt CO2éq en 2019 en Allemagne. Cela correspond à une réduction de 35,7 % par rapport à 1990 /1/.
Agora Energiewende /2/ a estimé l´évolution possible des émissions de gaz à effet de serre en 2020 pour les secteurs de l´énergie, l’industrie, les transports, l´agriculture et les bâtiments en tenant compte de l´hiver très doux et de l’effet exceptionnel de l´épidémie de coronavirus.
Le think tank s´attend à ce que les émissions diminuent d’au moins 50 Mt CO2éq en 2020 par rapport à 2019. Selon l´évolution de l’épidémie de coronavirus, la réduction pourrait même atteindre 120 Mt CO2éq, ce qui représenterait une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40 à 45 % par rapport à 1990. Dans un scénario moyen, la réduction serait de 80 Mt CO2éq par rapport à l’année précédente soit 42 % par rapport à 1990.
Indépendamment de l´épidémie de coronavirus, l´hiver très doux et venteux du début de l’année 2020 est déjà à l´origine de réductions des émissions. A la forte production d’énergie éolienne se sont ajoutés le faible prix du gaz et le prix de CO2 encore relativement élevé au début de l´année soit entre 20 et 25 Euros par tonne de CO2. Par voie de conséquence, pour les deux premiers mois de 2020, l´électricité produite par les centrales à charbon/lignite a diminué d´un tiers par rapport à la même période de l’année précédente. De plus, le temps doux a également conduit à une consommation d´électricité plus faible pour le chauffage.
Selon les statistiques de l´Agence Fédérale d´Environnement /3/, les énergies renouvelables ont produit en janvier et février 2020 au total 51,2 TWh soit une augmentation de 10,2 TWh par rapport à la période de l´année précédente (voir figure).
Figure : Production d’électricité à partir d’énergies renouvelables par mois (2019 et 2020)
Le mois de février 2020, très venteux, a établi un nouveau record de production d´électricité à partir des énergies renouvelables avec plus de 28 TWh ce qui correspond à presque 60% de la production totale du mois.
Les éoliennes à terre et en mer ont produit en janvier et février près de 37 TWh. En comparaison, la production des centrales photovoltaïques n’était que de 6,4 TWh en raison de la saisonnalité.
Si l´on extrapole une évolution des conditions météorologiques similaire à celle de 2019 pour le reste de l´année 2020, les émissions de gaz à effet de serre diminueraient de l´ordre de 20 Mt CO2éq par rapport à 2019, même sans tenir compte de l´épidémie de coronavirus, en raison des effets des premières semaines de l´année (hiver chaud, forte production d’énergie éolienne, prix faible du gaz).
Pour le reste de l´année, cela dépendra de la durée de l’épidémie de coronavirus et des effets qu’elle aura. L´épidémie pourrait entraîner une réduction des gaz à effet de serre de 30 à 100 Mt CO2éq supplémentaires. Les émissions diminueraient notamment dans le secteur des transports en raison de la baisse du trafic de passagers, tout comme la consommation d’électricité et de gaz naturel en raison des répercussions économiques de l´épidémie.
On peut cependant supposer qu’il s´agit d’un effet exceptionnel et que les émissions rebondiront après l´épidémie de coronavirus d´autant plus que les centrales nucléaires seront définitivement arrêtées d´ici 2022, soit une perte d´environ 75 TWh bas carbone.
Il est également légitime de craindre que le gouvernement, très occupé à combattre les effets de la récession induite par l´épidémie, soit enclin à « déprioriser » la protection du climat, d´autant que les caisses des investisseurs risquent d´être vides.
Le tournant énergétique en Allemagne fait du surplace. L’approvisionnement en électricité est assuré pour les prochaines années, mais seulement de justesse dans le sud de l’Allemagne. Presque tous les indicateurs de progrès sont au rouge, la plupart des objectifs principaux à l´horizon 2020 ne seront pas atteints. C’est le résultat du 8e rapport annuel publié par l´ Union Economique Bavaroise sur l’évolution du tournant énergétique en Allemagne et en Bavière.
Pour la 8e fois consécutive, le bureau d´étude Prognos a établi pour le compte de l´ Union Economique Bavaroise (vbw – Vereinigung der Bayerischen Wirtschaft), un bilan d´étape sur le tournant énergétique en Allemagne et en Bavière /1/, /2/. Le bilan, publié début février 2020 sur la base des dernières données validées de l’année 2018, prend en compte quatre catégories pour l’évaluation des progrès réalisés : la sécurité d’approvisionnement, le prix abordable (coûts d´électricité), l’efficacité énergétique et les énergies renouvelables ainsi que l´impact environnemental.
Le résultat est plutôt décevant. Sur la base des données de 2018, la plupart des objectifs principaux à l´horizon 2020 ne seront pas atteints (voir figure).
Figure : Bilan d´étape du Tournant Energétique – Écarts par rapport aux objectifs pour 2020
Sécurité d´approvisionnement
L’approvisionnement en électricité est actuellement assuré. Cependant, le développement du réseau est en retard par rapport au planning /3/. Les tracés nord – sud en courant continu ne seront pas disponibles avant 2025. Le retard pris dans le développement du réseau, lequel n’arrive pas à suivre le rythme auquel se développent les éoliennes et le photovoltaïque, a provoqué une hausse importante des interventions des gestionnaires des réseaux allemands pour stabiliser le réseau et éviter des coupures de courant. Ces mesures coûteuses (environ 1,44 Mrds d´€ en 2018) pèsent sur le prix de l’électricité par le biais du tarif d´utilisation du réseau.
Le retard sur le développement du réseau de transport nord-sud pourrait, à partir de 2022 (arrêt du nucléaire), entraîner des goulets d’étranglement en matière d´approvisionnement en électricité en Allemagne du sud où réside une partie importante de l’industrie et donc de la consommation électrique.
Prix abordable (Coûts d‘électricité)
Le prix de l’électricité pour les ménages allemands continue d´être parmi les plus chers en Europe/4/. Son évolution depuis 2010 est nettement supérieure à l’indice des prix à la consommation.
Comme les prix évoluent différemment selon les catégories de consommation, une image différenciée se dégage pour le prix du kWh de l´industrie non privilégiée. Dans l’ensemble, cet indicateur fait cependant l’objet d’une évaluation critique. Il est donc impératif que la taxe sur l’électricité soit ramenée au minimum européen afin de maintenir la compétitivité des entreprises. De plus il faudrait des allègements supplémentaires dans le cadre de la sortie progressive des centrales à charbon/lignite.
L´industrie électro – intensive est protégée sous la forme d´un dégrèvement partiel du soutien aux énergies renouvelables et conserve un tarif compétitif ayant pour but de préserver sa compétitivité internationale.
Efficacité énergétique et énergies renouvelables
L´évolution de la consommation brute d´électricité (-10% d´ici 2020 par rapport à 2008) et de la consommation énergétique primaire (- 20% d´ici 2020 par rapport à 2008) est loin derrière les objectifs. Cela est aussi valable pour la productivité énergétique (ratio « PIB /consommation finale d´énergie » en M€/tep). Selon le concept énergétique du gouvernement fédéral /5/, une augmentation annuelle de 2,1% a été prévue. En 2018, le niveau correspondant était inférieur de plus de 14 % à la trajectoire cible.
Seul le rythme de développement des énergies renouvelables dans le secteur électrique est élevé et a déjà dépassé l´objectif de 2020.
Impact environnemental
Bien que les émissions de gaz à effet de serre en Allemagne aient diminué de 4,5 % en 2018 par rapport à l’année précédente, les émissions ont été bien supérieures à la trajectoire cible et ce pour la neuvième année consécutive.
Dans l’ensemble, le développement en matière environnementale est négatif. Au cours des cinq dernières années, les émissions de gaz à effet de serre se sont de plus en plus éloignées de la trajectoire visée. Bien que la réduction des émissions dans l’industrie énergétique soit disproportionnément élevée par rapport à d’autres secteurs, elle est plus que compensée par de faibles réductions dans l’industrie, l’agriculture et les transports.
L´objectif national d´une réduction de 40% des gaz à effet de serre par rapport à 1990 est actuellement hors de portée.
Conclusion
Ces dernières années, les progrès du tournant énergétique ont été beaucoup plus lents que ne l’exigent les objectifs à l´horizon 2020. En particulier, le développement du réseau, absolument nécessaire pour garantir l’approvisionnement en électricité et la distribution économiquement rentable des énergies renouvelables, a été fortement retardé. Dans l’industrie, les secteurs du bâtiment et des transports, la mise en œuvre de l’efficacité énergétique et l’introduction de moyens de production de chaleur et de systèmes de propulsion alternative à faible ou à zéro émission progresse plus lentement que nécessaire pour atteindre les objectifs 2020.
La production à partir des énergies renouvelables augmente de presque 10% et surpasse largement le couple charbon/lignite au cours des trois premiers trimestres de 2019. En revanche, le développement de l’éolien terrestre sera bien en dessous de la valeur cible.
Parc éolien Indeland près d´Eschweiler (région d´Aix-la-Chapelle) Source : innogy
Au cours des trois premiers trimestres de 2019, les énergies renouvelables ont couvert ensemble 42,9 % de la consommation brute d’électricité en Allemagne. Il s’agit d’une augmentation de près de 5% par rapport à la même période de l’an dernier (38,1 %). En mars, les énergies renouvelables ont même atteint 52% de la consommation en raison des conditions météorologiques particulièrement favorables pour les éoliennes /1/.
Si les conditions de vent et d’ensoleillement au quatrième trimestre restent à la moyenne des dernières années, la part des énergies renouvelables pourrait s’élever à plus de 42 % de la consommation brute d´électricité pour l’année 2019.
Toutefois, les chiffres record contrastent fortement avec la situation préoccupante du développement des éoliennes terrestres qui est bien en dessous de la valeur cible.
Selon la fédération de l´énergie éolienne BWE /2/, le premier semestre de 2019 a été le plus faible de l’histoire du développement de l’énergie éolienne terrestre. Jusqu´à début octobre, seule une nouvelle capacité de 545 MW avait été mise en service. Cela signifie que la prévision pour l´année 2019 devra être revue à la baisse de manière significative.
Depuis 2016, le nombre de permis délivrés pour les éoliennes terrestres s’est pratiquement effondré selon BDEW /3/. Alors qu’il y a trois ans, 1 228 permis avaient été délivrés au cours des trois premiers trimestres, seuls 351 l’ont été au cours au cours de la même période en 2019, ce qui a fait passer la capacité supplémentaire à 1,3 GW. Selon les calculs du BDEW, il faudrait toutefois ajouter chaque année entre 2,9 et 4,3 GW d’énergie éolienne terrestre pour atteindre l’objectif d´une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation brute en 2030.
Après une réunion de crise à huis clos avec les différents acteurs du secteur en septembre 2019, le Ministre de l’Économie et de l´Énergie a publié en octobre 2019 un plan pour renforcer le développement de l´éolien terrestre (/4/, /5/). Ce plan prévoit entre autres des mesures pour renforcer l’acceptabilité comme la mise en place d’une règle de distance entre les éoliennes et les habitations, et la participation financière renforcée des communes à l’exploitation des installations éoliennes ainsi que des mesures pour accélérer les procédures d’autorisation.
Les énergies renouvelables surpassent le couple charbon/lignite
La production brute au cours des trois premiers trimestres 2019 a été de 448 TWh, une baisse de 5,3% par rapport à la même période l’an dernier /6/.
Tandis que la production des énergies renouvelables et du couple charbon/lignite était pratiquement à part égale au cours des trois premiers trimestres 2018, la production des énergies renouvelables était presque 50 % supérieure à celle du lignite/charbon au cours de la même période en 2019. Environ 183 TWh ont été produits à partir du photovoltaïque (PV), de l’éolien et d’autres sources renouvelables soit presque 10% de plus par rapport aux trimestres 1 à 3 de 2018 (166,5 TWh). La production à base de lignite et de houille a apporté une contribution totale de 125 TWh (171,1 TWh aux trimestres 1 à 3 de 2018).
En revanche, la production d’électricité à partir du gaz naturel a augmenté de plus de 11 % à 66 TWh (trimestre 1 à 3 de 2018 : 59,4 milliards de kWh), principalement en raison de la hausse du prix du CO2. La production du nucléaire était en légère baisse avec 54,2 TWh (trimestres 1 à 3 de 2018 : 56 TWh) /7/.
L’éolien terrestre est la source d’énergie renouvelable la plus importante au cours de la période considérée avec 71,6 TWh (trimestres 1 à 3 de 2018 : 61,4 TWh). Le PV arrive en deuxième position avec 40,5 TWh (trimestres 1 à 3 de 2018 : 39,2 milliards de kWh). L’électricité produite par la biomasse reste inchangée à un peu plus de 33 TWh (trimestres 1 à 3 de 2018 : 33,4 TWh).
L’éolien offshore a enregistré la plus forte hausse avec presque 31% et a contribué pour 16,9 TWh à la production d’électricité au cours des trois premiers trimestres de l’année (trimestres 1 à 3 de 2018 : 12,9 TWh). En raison de la longue phase de sècheresse, la contribution de l’hydroélectricité s’est à nouveau située à un faible niveau avec 15,9 TWh (trimestres 1 à 3 de 2018 : 14,8 TWh).
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