Novembre 2024, nouvelle expérience d’une panne d’électricité verte en Allemagne – avec des conséquences importantes

10/11/202401/12/2024 Hartmut Lauer

Texte mis à jour le 14.11.2024

Temps de lecture : 6 minutes

Au cours du premier semestre 2024, les énergies renouvelables ont assuré près de 60% de la production d’électricité /1/. Même si certains médias ont omis de le préciser, il s’agit bien entendu d’un volume de production lissé sur les six premiers mois de 2024.

L’Energiewende a pour objectif une production d’électricité de presque 100% à partir des énergies renouvelables à l’horizon de 2035 en faisant des éoliennes et du photovoltaïque pratiquement le seul pilier de l’approvisionnement en électricité de l’Allemagne.

Mais le 6.11.2024, vers 17 heures, ce pilier s’est effondré de façon spectaculaire. Les éoliennes terrestres et maritimes (~72 GW) et les installations photovoltaïques (~94 GW) ont pratiquement cessé leur production pendant des heures.

Le prix de l’électricité a atteint 820 €/MWh sur le marché spot vers 17 h ce jour-là et l’intensité carbone du mix électrique est passée à presque 600 g CO₂/kWh /2/, /3/, car les centrales thermiques à flamme ont dû prendre le relais.

Cet évènement montre à nouveau que, même dans les hypothèses les plus optimistes, le scénario à « 100% de renouvelables » est actuellement intenable techniquement sans des moyens de production pilotables en backup. Pour pallier la défaillance des énergies renouvelables variables, il faut donc, faute de moyens de stockage suffisants, conserver un deuxième parc de production, une solution très coûteuse pour le consommateur d’électricité.

2019-02-04-fotoderwoche — Épisode de vents faibles en fin d´automne ou en hiver, source RWE

Pour sécuriser l’approvisionnement c’est l´instant qui compte et non pas la production lissée sur une période donnée car il est nécessaire d’équilibrer instantanément la production et la consommation sur l’ensemble du réseau. Mais dans un système électrique caractérisé par des moyens de production dépendant des conditions météorologiques, un équilibre exact entre la production et la consommation d’électricité n’est assuré à aucun moment. Il faut maitriser soit un excédent, soit un déficit de production /4/.

Les fameux « dark-doldrums », traduction anglaise du mot allemand « Dunkelflaute » sont un défi particulier. Ils désignent un épisode prolongé de production éolienne et photovoltaïque très faible, combiné à une demande d’électricité accrue en fin d’automne ou en hiver.

L’association européenne des producteurs d´électricité et de chaleur VGB PowerTech e.V. avait déjà publié dans le passé deux études sur la performance des éoliennes en Allemagne et en Europe. Entre 2010 et 2016, l’étude montre environ 160 épisodes de 5 jours de production éolienne faible et pour chaque année un épisode prolongé de vents faibles de 10 à 14 jours /4/.

Un tel évènement s’est produit à nouveau dans la première semaine de novembre 2024, cf. figure 1.

Le photovoltaïque ne fournissait plus qu’un seul MWh mercredi, le 6.11.2024 à 17 heures. Les 1602 éoliennes maritimes de la mer du Nord et de la Baltique étaient complètement à l’arrêt, la production d’électricité était donc nulle. Les éoliennes terrestres (environ 29000) ne produisaient à cette heure-là que 114 MWh pour une consommation d’électricité d’environ 66 GWh. Seules les énergies renouvelables telles que l’hydraulique et les bioénergies ont contribué avec environ 7 GWh à la production électrique.

Fig 1 Smard November 2024 — Figure 1 : production et consommation d’électricité en première semaine de novembre 2024, *source BNetzA/SMARD /2/.*

Le photovoltaïque, fortement subventionné, d’une puissance installée de 94 GW n’a évidemment rien fourni avec la tombée de la nuit du 6 novembre. La production totale des éoliennes terrestres et maritimes était pendant plus de 30 h inférieure à 1 GW pour une puissance totale installée d’environ 72 GW, cf. figure 2.

Production eoliens neu — Figure 2 : production des éoliennes entre le 5 et 8 novembre 2024, source BNetzA/SMARD /2/

Malgré cela, il n’y a pas eu de pénurie d’approvisionnement en électricité, car les gestionnaires des réseaux de transport ont pu maitriser la situation grâce aux moyens pilotables encore disponibles et à des importations d’électricité.

La situation a perduré toute la journée de mercredi 6 et de jeudi 7 novembre et ne s’est améliorée que vendredi 8 novembre 2024. La capacité des dispositifs de stockage (batteries et stations de transfert d’énergie par pompage – STEP) étant épuisée au bout de quelques heures, il a fallu faire appel en masse aux centrales thermiques à flamme pour couvrir les besoins en électricité.

Les centrales restantes à houille et au lignite soutenues par des centrales à gaz ont produit en continu au cours des ces trois jours pour stabiliser le réseau et satisfaire la demande. De plus environ 700 MW de centrales au fioul de la réserve stratégique ont été réactivés et ont contribué à nouveau à l’approvisionnement en électricité /6/.

Une partie importante des besoins en électricité de l’Allemagne a été couverte par des importations (environ 13 GW), car les moyens pilotables nationaux disponibles (environ 53 GW) n’ont pas été en mesure de couvrir à eux seuls la demande d’électricité (environ 66 GW), cf. figure 1.

Concrètement, cela signifie que la même situation n’aurait pas pu être gérée un autre jour tel que la pointe de consommation annuelle. Elle se produit généralement en hiver, le soir après le coucher du soleil, et s’est située les dernières années autour de 80 GW selon les gestionnaires des réseaux de transport /9/.

Une flambée des prix de l’électricité sur le marché spot

Depuis mercredi, les fournisseurs d’énergie ont été contraints de compenser l’absence de production d’électricité verte par des achats supplémentaires à court terme à la bourse de l’électricité EEX. Les prix journaliers de l’électricité (dit « day-ahead ») ont flambé et des pics de prix exceptionnellement élevés ont été observés à plusieurs reprises depuis mardi 5 novembre 2024, cf. figure 3.

Fig 2 Prix spot — Figure 3 : prix de l’électricité (dite day ahead) sur le marché spot Allemagne/Luxembourg, *source BNetzA/SMARD /2/.*

Ainsi, dès mardi 5 novembre, le prix a été supérieur à 500 €/MWh. Lorsque les prévisions météorologiques ont été connues pour mercredi 6 novembre, le prix à la bourse de l’électricité s’est même envolé jusqu’à 820 €/MWh. Après un pic à plus de 400 €/MWh jeudi 7 après-midi, le prix sur le marché spot était encore supérieur à 100 €/MWh vendredi 8 novembre. Par comparaison, le prix moyen était autour de 68 €/MWh au premier semestre 2024 /1/.

Ces pics de prix de début novembre 2024 ne sont peut-être qu’un signe avant-coureur de ce à quoi il faut s’attendre pour l’hiver à venir. L’affirmation que « le vent soufflerait toujours quelque part en Europe », pouvant atténuer les effets de la variabilité, semble relever d’un solide bon sens populaire, mais ne correspond pas aux faits. L’Europe occidentale se comporte souvent comme une zone venteuse assez homogène, dominée par l’influence des grands courants océaniques ou continentaux.

Selon l’agence spécialisée « Montel » /7/, des prix de 1000€/MWh en cas de « Dunkelflaute » pourraient être attendus. En effet, en période de faible production d’électricité éolienne et photovoltaïque et de forte demande, le système doit faire appel à des unités dont les coûts marginaux sont plus élevés, ce qui renchérit le prix sur le marché spot. Ce principe est appelé « merit order » en anglais.

Il est probable que les fluctuations de prix sur le marché de l’électricité continuent d’augmenter avec le développement des énergies renouvelables variables (éolien et photovoltaïque). Des phases estivales de prix bas de l’électricité alterneront avec des phases hivernales de prix élevés, les fluctuations de la production électrique devenant de plus en plus extrêmes.

Déjà aujourd’hui la production d’électricité verte est supérieure à la demande pendant de nombreuses heures. En 2023, l’Allemagne avait connu 301 heures de production électrique à prix négatif. Aux trois premiers trimestres de 2024, le record de 2023 était déjà largement battu avec 413 pas d’horaires à prix négatif /8/.

Les exploitants de réseau sont tenus par la Loi sur les énergies renouvelables d’absorber les kilowattheures sans valeur et de les vendre sur le marché de l’électricité. Dans ces situations, les vendeurs payent les acheteurs, ce qui constitue une situation de marché singulière.

Références

/1/ Allemagne Energies (2024) Allemagne : La consommation énergétique baisse de nouveau au premier semestre 2024, en ligne : https://allemagne-energies.com/2024/07/18/allemagne-la-consommation-energetique-baisse-de-nouveau-au-premier-semestre-2024/

/2/ BNetzA/SMARD (2024), Marktdaten visualisieren, en ligne : https://www.smard.de/home/marktdaten?marketDataAttributes=%7B%22resolution%22:%22hour%22,%22from%22:1730242800000,%22to%22:1731193199999,%22moduleIds%22:%5B%5D,%22selectedCategory%22:null,%22activeChart%22:true,%22style%22:%22color%22,%22categoriesModuleOrder%22:%7B%7D,%22region%22:%22DE%22%7D

/3/ Electricity Maps Blog (2024), en ligne : https://app.electricitymaps.com/zone/DE

/4/ Allemagne Energies (2024) Énergies renouvelables : de nombreux défis, en ligne : https://allemagne-energies.com/energies-renouvelables/

/5/ UBA (2024) Monats- und Quartalsdaten der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien – Statistik (AGEE – Stat), Umweltbundesamt, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/erneuerbare-energien/erneuerbare-energien-in-zahlen/monats-quartalsdaten-der-agee-stat#Monatsdaten

/6/ Die Welt (2024) Jetzt erlebt Deutschland den Ökostrom-Ausfall – mit gewaltigen Folgen, en ligne : https://www.welt.de/wirtschaft/plus254429264/Strom-Kein-Wind-keine-Sonne-Deutschland-erlebt-Dunkelflaute-mit-gewaltigen-Folgen.html?source=puerto-reco-2_ABC-V42.0.B_FCM_p35_extra_row

/7/ Montel News (2024) German hourly spot may hit EUR 1,000/MWh in winter on low wind, en ligne : https://montelnews.com/news/72a5f320-6d99-4afd-a6d7-049eeb08c151/german-hourly-spot-may-hit-eur-1000-mwh-in-winter-on-low-wind

/8/ BNetzA/SMARD (2024) Der Strommarkt im 3. Quartal 2024 –Höchstwerte bei Erneuerbaren, en ligne : https://www.smard.de/page/home/topic-article/444/215056

/9/ GRT (2020) Leistungsbilanzbericht. Gestionnaires de réseau de transport en Allemagne (50hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW). En ligne : https://www.netztransparenz.de/Weitere-Veroeffentlichungen/Leistungsbilanzbericht.

Allemagne : Les énergies renouvelables couvrent environ 52% de la consommation nationale d’électricité au cours des trois premiers trimestres 2023

18/10/202304/11/2023 Hartmut Lauer

Texte mis à jour le 03.11.2023

Temps de lecture : 7 min

Au cours des trois premiers trimestres 2023, la production brute d’électricité s’est élevée à environ 373 TWh et la production nette (mesurée à la sortie des centrales) à 357 TWh, en baisse de 13% par rapport à la même période de l´année précédente.

La production brute à partir des énergies renouvelables est avec 199,4 TWh en hausse de 3,6% par rapport à la même période de l´année précédente (192,5TWh).

Le parc thermique à flamme a produit 166,5 TWh bruts en baisse de presque 21% par rapport à la même période de l´année précédente (210,5 TWh). Les trois dernières centrales nucléaires ont contribué pour 7,2 TWh en 2023 avant être définitivement arrêtées mi-avril 2023.

La consommation nationale brute d’électricité marque avec 383 TWh un net recul de 6,2% par rapport à la même période de l´année précédente (408 TWh).

Les énergies renouvelables ont couvert environ 52% de la consommation d’électricité (lissage sur des trois premiers trimestres 2023). Entre mars et septembre, leur part s’élevait chaque mois à environ 50% ou plus et a été particulièrement forte en mai et juillet avec 57% et 59%.

Comme la part des énergies renouvelables est calculée en pourcentage de la consommation d’électricité, la consommation nationale plus faible en 2023 a eu un effet positif sur leur part. De plus le score de 52% ne tient pas compte de la variabilité des renouvelables intermittentes (éolien, photovoltaïque).

Au cours des trois premiers trimestres 2023 le solde des échanges allemand a été importateur, avec un solde net de 9,8 TWh, ce qui représente environ 2,5% de la consommation nationale d’électricité. Sur la même période de l’année précédente, le solde a été encore exportateur (20,8 TWh).

Le prix moyen de gros constaté sur le marché journalier s’est établi à un niveau inférieur à celui de la même période de l’année précédente mais reste toujours plus élevé qu’avant la crise énergétique.

L´intensité carbone du mix électrique allemand en 2022 s´élevait à 434 g CO_2éq/kWh. Combinées avec la baisse de consommation, c’est notamment la baisse de production du parc thermique à flamme et l’accroissement des importations d’électricité qui ont conduit au recul de la moyenne mobile de l’intensité carbone en 2023.

gettyimages-989133352-jochen-tack — Source : Bundesnetzagentur/SMARD

Le Centre de Recherche sur l’Énergie solaire et l’Hydrogène (ZSW) de Bade-Wurtemberg (ZSW) et la Fédération des Industries de l’Énergie et de l´Eau (BDEW) ont publié les résultats préliminaires des trois premiers trimestres 2023 /1/.

La figure 1 montre la production brute d´électricité des trois premiers trimestres 2023. Elle est en baisse de 13% par rapport à la même période de l´année précédente.

Fig 1 Bruttostromerzeugung 1_3 trim 2022_2023 — Figure 1 : production brute d´électricité des trois premiers trimestres 2022 et 2023

Lissée sur les trois premiers trimestres 2023, la part des énergies renouvelables à la production brute atteint 53,4% contre 44,9% à la même période de l´année précédente.

La figure 2 montre la consommation nationale brute d´électricité qui marque un net recul de plus de 6% par rapport à la même période de l´année précédente /1/.

Fig 2 Bruttostromverbrauch 2022_2023 1_3 trim — Figure 2 : consommation nationale brute d´électricité aux trois premiers trimestres 2022 et 2023

Sous l’hypothèse que l’électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation nationale brute est avec 52% en hausse par rapport au à la même période de l´année précédente (47%). Entre mars et septembre 2023, leur part s’élevait chaque mois à environ 50% ou plus et a été particulièrement forte en mai et juillet avec respectivement 57% et 59%.

Le tableau résume les principaux résultats /1/.

Tableau Production_consommation elec 1_3 trim 2023 — Tableau : production et consommation d’électricité en Allemagne

La production brute à partir des énergies renouvelables est avec 199,4 TWh en hausse de 3,6% par rapport à la même période de l´année précédente (192,5 TWh). Sur ce total, 77,5 TWh provenaient de l’éolien terrestre, 55,7 TWh du photovoltaïque, 32,5 TWh de la biomasse, près de 16 TWh de l’éolien en mer et près de 14 TWh de l’hydroélectricité.

Développement des énergies renouvelables

La figure 3 montre le développement de l’éolien terrestre et du photovoltaïque à la fin du 3^e trimestre 2023 par rapport aux objectifs de fin 2024 fixés par la loi sur les énergies renouvelables /3/.

Fig 3 Zubau ENR — Figure 3 : Développement de l’éolien et du photovoltaïque à la fin du 3e trimestre 2023

Le développement de l’éolien et du photovoltaïque se fait à des rythmes différents.

En 2023 le développement de l’éolien terrestre se situe au-dessus du niveau de l’année précédente, mais reste inférieur au niveau des années records 2015 à 2017. Au cours des trois premiers trimestres de 2023, environ 2,1 GW ont été ajoutés. Le parc a ainsi augmenté de près de 4% par rapport à la fin de 2022 et atteint 60,2 GW fin septembre 2023.

La puissance moyenne d’une nouvelle éolienne installée au cours de 2023 s’élève à environ 4,7 MW /4/. L´objectif intermédiaire de 69 GW d´ici fin 2024 nécessiterait donc la mise en service d’environ 4 éoliennes de cette puissance par jour à partir d’octobre 2023 : alors que pour les 9 premiers mois de l’année, la moyenne journalière n’a été que de 1,6 éolienne.

Une accélération du rythme d’installation reste nécessaire pour atteindre l’objectif intermédiaire de fin 2024 fixé par l’État, soit encore 8,8 GW à installer.

Concernant l’éolien en mer, de nouvelles installations d’une puissance totale de 229 MW ont été raccordées au réseau électrique au premier semestre 2023 /10/. Aucun ajout n’a été enregistré au 3^e trimestre /3/. Ainsi, avec une puissance installée de presque 8,4 GW, l’objectif de 2023 est pratiquement atteint. Toutefois, dans l’avenir une accélération demeure indispensable pour atteindre l’objectif de 30 GW en 2030 (soit 21,6 GW à installer).

En revanche le développement du parc photovoltaïque s’est maintenu à un rythme soutenu. Au cours des 3 premiers trimestres un volume record d’installations a été mis en service (près de 10 GW), soit plus que lors des années record de 2010 à 2012. Le parc a ainsi augmenté de près de 15% par rapport à la fin de 2022 et atteint 77,4 GW fin septembre 2023.

Si ce rythme est maintenu malgré les tensions sur les approvisionnements et la hausse du coût de certains composants de panneaux solaires, on est en bonne voie vers l’objectif de fin 2024 fixé par la loi sur les énergies renouvelables à 88 GW (soit 10,6 GW à installer).

Evolution du prix du marché de gros de l´électricité

L’année 2022 a connu une augmentation inédite des prix de l’électricité en Europe, sous l’effet des menaces sur l’approvisionnement de l’Europe résultant de la guerre menée par la Russie en Ukraine.

En 2023, le prix moyen de gros constaté sur le marché journalier s’est établi à un niveau inférieur à celui de la même période de l’année précédente /5/ mais se situe toujours à un niveau plus élevé qu’avant la crise énergétique, voir figure 4.

Au 3^e trimestre le prix moyen de gros s’est établi à 90,78 €/MWh /11/.

Compte tenu de la forte injection d’électricité renouvelable lors des périodes de faible demande, l’Allemagne a été confrontée à 101 heures de prix négatifs au cours du seul 3^e trimestre 2023. Depuis début 2023, cela fait 186 heures. En 2022 au total 69 heures à prix négatifs ont été enregistrées /8/.

Avec – 500,00 €/MWh, le prix le plus bas est survenu le dimanche 2 juillet 2023 entre 14h et 15h. Le prix plancher de – 500 €/MWh est le prix minimum autorisé sur le marché Day-Ahead.

Le prix le plus élevé au cours des trois premiers trimestres de 524,27 €/MWh s’est produit le lundi 11 septembre 2023 entre 19h et 20h : les énergies renouvelables intermittentes (éolien, photovoltaïque) ont contribué pour seulement 6,7% à la consommation de 58 GW /11/.

Fig 4 Strompreis day ahead Stand 12 10 2023 — Figure 4 : Evolution du prix de gros constaté sur le marché journalier (day-ahead) en Allemagne

En 2023, le prix moyen de l’électricité pour les ménages est, en moyenne annuelle, 15% plus élevé qu’au deuxième semestre 2022 /6/. Malgré cela, les prix de l’électricité pour les ménages ont tendance à baisser depuis le 2^e trimestre 2023.

En 2023 les ménages et les entreprises sont toutefois en large partie protégés des augmentations de prix grâce au « bouclier tarifaire ».

A titre d’exemple, les ménages et PME (consommation annuelle ≤ 30 MWh) bénéficient d´un plafonnement à 40 cts€/kWh du prix de l´électricité (toutes taxes et prélèvements compris) pour 80% de leur consommation annuelle. Au-delà, ils payent leur électricité au prix du marché.

Echanges commerciaux d’électricité

Le moment où l’électricité est importée ou exportée dépend non seulement de l’offre et de la demande dans le pays concerné, mais aussi des prix de l’électricité des pays voisins.

À partir d’avril 2023, l’Allemagne a importé plus d’électricité qu’elle n’en a exporté, cf. figure 5.

Fig 5 Echanges — Figure 5 : Solde des échanges commerciaux d’électricité /7/

Au cours des trois premiers trimestres 2023 le solde des échanges allemand a été donc importateur, avec un solde net de 9,8 TWh, ce qui représente environ 2,5% de la consommation nationale d’électricité /1/.

Dans la même période de l’année précédente, le solde des échanges a été encore exportateur (20,8 TWh).

Intensité carbone du mix électrique allemand

L’intensité carbone du mix électrique allemand en 2022 s´élevait à 434 g CO_2éq/kWh /8/.

En 2023, notamment la baisse de production du parc thermique à flamme et l’accroissement des importations d’électricité, combinées avec la baisse de consommation, ont conduit au recul de la moyenne mobile de l’intensité carbone, exprimée en grammes de CO_2éqpar kWh produit /9/. Toutefois, une hausse est à nouveau enregistrée à partir de septembre 2023.

Fig 6 Intensite carbone 10_2023 — Figure 6 : Intensité carbone du mix électrique allemand exprimée en grammes de CO2éq par kWh produits au cours des trois premiers trimestres 2023

Références

/1/ BDEW (2023) Aktuelle Berechnungen von ZSW und BDEW: Erneuerbare Energien decken in den ersten drei Quartalen 52 Prozent des Stromverbrauchs, Communiqué de presse du 29.09.2023, Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) und Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), en ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/erneuerbare-energien-decken-in-den-ersten-drei-quartalen-52-prozent-des-stromverbrauchs/

/2/ Allemagne Energies (2023) Clap de fin pour l’électronucléaire en Allemagne, en ligne : https://allemagne-energies.com/2023/04/16/clap-de-fin-pour-lelectronucleaire-en-allemagne/

/3/ UBA (2023) Monats- und Quartalsdaten der AGEE-Stat, Monatsbericht 13.10.2023, Umweltbundesamt, en ligne : pdf

/4/ Deutsche Windguard (2023) Windenergie-Statistik: 1. Halbjahr 2023, en ligne : https://www.windguard.de/id-1-halbjahr-2023.html

/5/ Dashboard Deutschland (2023), Strompreis, en ligne : https://www.dashboard-deutschland.de/indicator/data_preise_strom

/6/ BDEW (2023) BDEW-Strompreisanalyse Juli 2023, Fédération des Industries de l’Énergie et de l´Eau (BDEW), en ligne : https://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/bdew-strompreisanalyse/

/7/ BNetzA/SMARD (2023) Strommarktdaten, Bundesnetzagentur, en ligne : https://www.smard.de/home

/8/ Allemagne Energies (2023) Allemagne : les chiffres clés de l´énergie en 2022, en ligne https://allemagne-energies.com/2023/01/07/allemagne-les-chiffres-cles-de-lenergie-en-2022/

/9/ Stromdaten.info (2023), Stromdatenanalyse, en ligne : https://www.stromdaten.info/co2-analysetool/

/10/ Allemagne Energies (2023) Allemagne : les énergies renouvelables sont la principale source dans le mix électrique au premier semestre de 2023, en ligne : https://allemagne-energies.com/2023/07/02/allemagne-les-energies-renouvelables-sont-la-principale-source-dans-le-mix-electrique-au-premier-semestre-de-2023/

/11/ Bundesnetzagentur (2023), SMARD Strommarktdaten, en ligne : https://www.smard.de/home

Allemagne : les énergies renouvelables sont la principale source dans le mix électrique au premier semestre de 2023

02/07/202316/08/2023 Hartmut Lauer

Texte mis à jour : 15.08.2023

Temps de lecture : 5 min

Au cours du 1^er semestre 2023, la production brute d’électricité s’est élevée à environ 266 TWh et la production nette (mesurée à la sortie des centrales) à 254 TWh, en baisse de presque 11% par rapport à la même période de l´année précédente (1^er semestre 2022 : 298 TWh bruts et 285 TWh nets).

La production brute à partir des énergies renouvelables est avec 137,5 TWh en légère baisse par rapport au 1^er semestre 2022 (138,4 TWh) malgré l’ajout d’un volume de nouvelles installations de près de 5 GW au 2^e semestre 2022. Les énergies renouvelables sont toutefois la principale source dans le mix électrique au 1^er semestre 2023 en raison de la forte baisse de production conventionnelle, soit environ 128 TWh bruts contre 160 TWh à la même période de l´année précédente.

Le parc thermique a produit 121 TWh bruts en baisse de plus de 15% (1^er semestre 2022 : 143 TWh). Les trois dernières centrales nucléaires ont contribué avec 7,2 TWh bruts (1^er semestre 2022 : 16,8 TWh) avant être définitivement arrêtées mi-avril 2023.

La consommation brute intérieure d’électricité marque un recul à environ 262 TWh au 1^er semestre 2023 (1^er semestre 2022 : 281 TWh), soit une diminution de 6,5 % du fait des températures clémentes et d’une demande plus faible en raison des prix de l’électricité toujours assez élevés malgré le bouclier tarifaire et une baisse conjoncturelle.

La part de 52% des énergies renouvelables à la consommation brute est en hausse par rapport au 1^er semestre 2022 (49 %)… en raison de la baisse de la consommation d’électricité.

L’ajout réalisé de l’éolien terrestre est, contrairement au photovoltaïque, encore nettement insuffisant pour atteindre les objectifs de développement fixés par la loi sur les énergies renouvelables.

Le prix moyen de gros constaté sur le marché journalier est globalement inférieur à celui du 1^er semestre 2022. Etant donné que le prix dépend encore fortement des prix du gaz, les prix de l’électricité seront, dans les prochaines années, nettement plus élevés qu’avant la crise énergétique.

L´Allemagne a été avec 3,1 TWh exportatrice nette d’électricité au 1^er semestre 2023. Toutefois le solde des échanges s’est creusé par rapport à la même période de l´année précédente (17,3 TWh).

L´intensité carbone du mix électrique allemand en 2022 s´élevait à 434 g CO_2éq/kWh. Compte tenu de la réduction de la production du parc thermique et de l’accroissement des importations d’électricité bas carbone, elle est en baisse au premier semestre 2023.

Eingangsbild — Source : Bundesnetzagentur/SMARD

La figure 1 montre la production brute d´électricité aux premiers semestres 2022 et 2023 /1/.

Avec 265,9 TWh, l’Allemagne a enregistré une baisse de 10,8% par rapport à la même période de l´année précédente (1^er semestre 2022 : 298,3 TWh). La production nette s’est élevée à 253,9 TWh contre 284,5 TWh au 1^er semestre 2022. La production nette d’électricité est celle mesurée à la sortie des centrales, c’est-à-dire déduction faite de la consommation des services auxiliaires et des pertes dans les transformateurs des centrales.

Malgré l’ajout d’un volume de nouvelles installations de près de 5 GW, soit environ 1,3 GW d’éolien terrestre et 3,6 GW de photovoltaïque au 2^e semestre 2022, la production brute à partir des énergies renouvelables est avec 137,5 TWh en légère baisse par rapport à la même période de l´année précédente (1^er semestre 2022 : 138,4 TWh).

Sur ce total, 58 TWh provenaient de l’éolien terrestre, 33 TWh du photovoltaïque, 22 TWh de la biomasse, près de 12 TWh de l’éolien en mer et près de 10 TWh de l’hydroélectricité.

Fig 1 Bruttostromerzeugung sem 1 2022_2023 — Figure 1 : production brute d´électricité aux premiers semestres 2022 et 2023 /1/

Le parc thermique et le nucléaire ont produit 128,4 TWh bruts contre 160 TWh au cours de la même période de l´année dernière /1/.

La baisse de production conventionnelle de presque 20% s´explique notamment par la réduction de la production du parc thermique de 15,4 %. Sa production brute est passée de 143,2 TWh au 1^er semestre 2022 à 121,2 TWh.

La production d’électricité d’origine nucléaire a également diminué suite à la fermeture des trois dernières centrales nucléaires (4,055 GW) mi-avril 2023 /2/. Elles ont produit 7,2 TWh bruts au premier semestre 2023 (1^er semestre 2022 : 16,8 TWh).

Sous l’hypothèse que l’électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation intérieure brute est avec 52,3% en hausse par rapport au premier semestre 2022 (49,2%) notamment grâce à la baisse de la consommation d’électricité.

La figure 2 montre la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité. La consommation brute d’électricité marque un recul de 6,5% au premier semestre 2023 pour atteindre 262,8 TWh (1er semestre 2022 : 281,0 TWh). Cette réduction est attribuée à des températures plus clémentes et à une demande plus faible en raison des prix élevés de l’électricité et de la baisse conjoncturelle.

Fig 2 Bruttostromverbrauch 2022_2023 — Figure 2 : part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité aux premiers semestres 2022 et 2023 /1/

Développement des énergies renouvelables

La figure 3 montre le développement de l’éolien et du photovoltaïque au premier semestre 2023 par rapport aux objectifs.

Zubau ENR — Figure 3 : Développement de l’éolien et du photovoltaïque au premier semestre 2023

Au premier semestre une capacité photovoltaïque de 6.262 MW a été installée portant la capacité cumulée à 73,7 GW. Si ce rythme est maintenu, environ 12.500 MW seront installés en 2023, dépassant l’objectif de 2023 et en bonne voie vers l’objectif de fin 2024 fixé par la loi sur les énergies renouvelables à 88 GW /8/.

Concernant l’éolien en mer, 24 installations d’une puissance totale de 229 MW ont été injectées pour la première fois dans le réseau électrique au cours du premier semestre 2023. En outre, l’ajout d’une puissance de 20 MW a été apporté aux installations existantes /9/. Avec une capacité cumulée de 8,4 GW, l’objectif de 2023 est pratiquement atteint. Il est prévu de porter la puissance totale à au moins 30 GW d’ici 2030.

En ce qui concerne l’éolien terrestre, 331 nouvelles éoliennes d’une puissance de 1 565 MW ont été installées et 198 éoliennes d’une puissance de 239 MW démantelées. L’ajout net s’élève donc à 1.325 MW au cours du premier semestre 2023 /9/.

Bien que cela représente une nette accélération par rapport à la même période de l’année précédente, l’ajout réalisé est nettement insuffisant pour atteindre l’objectif intermédiaire de développement fixé par la loi sur les énergies renouvelables, soit 69 GW fin 2024 (capacité totale installée à la fin du premier semestre 2023 : 59,3 GW).

Evolution du prix du marché de gros de l´électricité

La crise énergétique liée à la situation internationale et à l’augmentation des prix des combustibles a conduit à une augmentation sans précédent des prix de l’électricité en Europe, en particulier entre le printemps et l’été 2022.

Au 1^er semestre 2023, le prix moyen de gros constaté sur le marché journalier s’est établi à un niveau inférieur à celui de la même période de l’année précédente /3/ mais se situe toujours à un niveau plus élevé qu’en 2020 et début 2021, voir figure 4.

Fig 3 Strompreis day ahead — Figure 4 : Evolution du prix de gros constaté sur le marché journalier (day-ahead) en Allemagne

Selon une récente analyse du bureau d´études PROGNOS pour le compte de l´Union Economique Bavaroise, les prix moyens de l’électricité seront dans les prochaines années nettement plus élevés qu’avant la crise énergétique /10/. Ceci s’explique par les prix plus élevés du gaz dont le prix du mix électrique en Allemagne dépend encore fortement et l’augmentation des prix des certificats d’échange de quotas d’émission.

En 2023 les ménages et les entreprises ont été en large partie protégés des augmentations de prix grâce au « bouclier tarifaire » /4/.

Echanges commerciaux

L’Allemagne a été exportatrice nette d’électricité au 1^er semestre 2023, mais le solde des échanges s’est creusé par rapport à la même période de l’année précédente. Le solde net a atteint 3,1 TWh contre 17,3 TWh au 1^er semestre 2022 /1/.

Le moment où l’électricité est importée ou exportée dépend non seulement de l’offre et de la demande dans le pays concerné, mais aussi des prix de l’électricité des pays voisins. À partir de mai 2023, l’Allemagne a importé plus d’électricité de France qu’elle n’en a exporté en raison d’un prix plus bas : l’électricité nucléaire française était visiblement moins chère que le mix de production allemand /6/.

Intensité carbone du mix électrique

L´intensité carbone du mix électrique allemand en 2022 s´élevait à 434 g CO_2éq/kWh /5/. Compte tenu de la réduction de la production du parc thermique et de l’accroissement des importations d’électricité bas carbone notamment en provenance de la France et du Danemark /6/, la moyenne mobile de l’intensité carbone, exprimée en grammes de CO_2éqpar kWh produit, est en baisse au premier semestre 2023 /7/.

Fig 4 Intensite carbone — Figure 4 : Intensité carbone du mix électrique allemand exprimée en grammes de CO2éq par kWh produit au 1er semestre 2023

Références

/1/ BDEW (2023) Aktuelle Berechnungen von ZSW und BDEW: Erneuerbare Energien haben im ersten Halbjahr mehr als die Hälfte des Stromverbrauchs gedeckt, Communiqué de presse du 27.06.2023, en ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/erneuerbare-energien-haben-im-ersten-halbjahr-mehr-als-die-haelfte-des-stromverbrauchs-gedeckt/

/ 2/ Allemagne Energies (2023) Clap de fin pour l’électronucléaire en Allemagne, en ligne : https://allemagne-energies.com/2023/04/16/clap-de-fin-pour-lelectronucleaire-en-allemagne/

/ 3/ Dashboard Deutschland (2023), Strompreis, en ligne : https://www.dashboard-deutschland.de/indicator/data_preise_strom

/4/ Allemagne Energies (2022) Allemagne : presque 300 milliards d´Euros pour atténuer l´impact de la crise énergétique, en ligne : https://allemagne-energies.com/2022/12/19/allemagne-presque-300-milliards-deuros-pour-attenuer-limpact-de-la-crise-energetique/

/5/ Allemagne Energies (2023) Allemagne : les chiffres clés de l´énergie en 2022, en ligne https://allemagne-energies.com/2023/01/07/allemagne-les-chiffres-cles-de-lenergie-en-2022/

/6/ SMARD (2023) Strommarkdaten, Echanges commerciaux, Bundesnetzagentur, en ligne : https://www.smard.de/page/home/marktdaten/78?marketDataAttributes=%7B%22resolution%22:%22month%22,%22from%22:1672527600000,%22to%22:1688162399999,%22moduleIds%22:%5B22004629,22004406,22004548,22004410,22004552,22004403,22004545,22004412,22004553,22004405,22004547,22004409,22004551,22004407,22004549,22004404,22004546,22004408,22004550,22004722,22004724,22004998,22004712%5D,%22selectedCategory%22:null,%22activeChart%22:true,%22style%22:%22color%22,%22region%22:%22DE%22,%22categoriesModuleOrder%22:%7B%7D%7D

/7/ Stromdaten.info (2023), Stromdatenanalyse, en ligne : https://www.stromdaten.info/

/8/ UBA (2023) Monats- und Quartalsdaten der AGEE-Stat, Monatsbericht 15.08.2023, Umweltbundesamt, en ligne : 08-2023_agee-stat_monatsbericht_final(1)

/9/ Deutsche Windguard (2023) Windenergie-Statistik: 1. Halbjahr 2023, en ligne : https://www.windguard.de/id-1-halbjahr-2023.html

/10/ VBW (2023), Strompreisprognose Juillet 2023, vbw – Vereinigung der Bayerischen Wirtschaft, en ligne : https://www.vbw-bayern.de/vbw/Themen-und-Services/Energie-Klima/Energie/Neue-Strompreisprognose-bis-2040.jsp?shortcut