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.
Au cours du 1er 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 (1er 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 1er semestre 2022 (138,4 TWh) malgré l’ajout d’un volume de nouvelles installations de près de 5 GW au 2e semestre 2022. Les énergies renouvelables sont toutefois la principale source dans le mix électrique au 1er 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% (1er semestre 2022 : 143 TWh). Les trois dernières centrales nucléaires ont contribué avec 7,2 TWh bruts (1er 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 1er semestre 2023 (1er 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 1er 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 1er 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 1er 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 CO2éq/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.
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 du premier semestre 2023 /1/.
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 (1er semestre 2022 : 298,3 TWh). La production nette s’est élevée à 253,9 TWh contre 284,5 TWh au 1er 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 2e 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 (1er 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.
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 1er 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 (1er 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.
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.
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 1er 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.
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/.
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
L’Allemagne a été exportatrice nette d’électricité au 1er 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 1er 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 CO2éq/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 CO2éq par kWh produit, est en baisse au premier semestre 2023 /7/.
Figure 4 : Intensité carbone du mix électrique allemand exprimée en grammes de CO2éq par kWh produit au 1er semestre 2023
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Résumé
La nouvelle coalition gouvernementale en Allemagne en fonction depuis décembre 2021, composée par les Sociaux-démocrates (SPD), les Verts (Bündnis 90/Die Grünen) et les Libéraux (FDP), voulait apporter un nouveau rythme à la transition énergétique.
L´atteinte des objectifs de l´accord de Paris sur le climat a été considérée comme la priorité absolue. Une part de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité est visée d´ici 2030 contre 65% par le gouvernement sortant et un approvisionnement en électricité quasi climatiquement neutre d´ici 2035. Le gouvernement a aussi souhaité accélérer la sortie de la production d´électricité à partir du charbon, actuellement prévue pour 2038, et l´avancer à 2030 « dans l´idéal ».
La crise énergétique, née de la guerre en Ukraine, a changé la donne car l´Allemagne a été sevrée du gaz russe dont elle était fortement dépendante. Les prix de l´énergie ont atteint des niveaux records et favorisé considérablement l´inflation qui a dépassé les 10%. Des mesures de presque 300 Mds€ ont été adoptées pour soutenir les citoyens et l´industrie pendant cette période difficile. Face à la menace d´une pénurie d´énergie, le gouvernement a appelé à la mobilisation générale en faveur de la sobriété énergétique. La consommation d´énergie primaire a ainsi baissé de presque 5% par rapport à 2021. La consommation de gaz a chuté de presque 15%, en revanche celle des autres énergies fossiles a augmenté, soit 3% pour le pétrole, 4,8% la houille et 5,1% le lignite (environ 90% de la consommation ont contribué à la production d´électricité).
La gestion de la crise à court terme a déterminé l´agenda politique en faveur de la sécurité énergétique, en partie au détriment des objectifs climatiques. En conséquence, les émissions de gaz à effet de serre stagnent au niveau de 2021 malgré une baisse de la consommation énergétique et le développement des énergies renouvelables ne décolle pas.
Selon les données statistiques provisoires, les résultats énergétiques 2022 se résument comme suit :
Les émissions de gaz à effet de serre baissent légèrement et se situeraient à 746 Mt CO2éq(2021 : 760 Mt CO2éq). L´objectif national pour 2022, fixé par la Loi sur la Protection du Climat à 756 Mt CO2éq, a été atteint malgré une augmentation des émissions du secteur de l´énergie de presque 11 Mt CO2éq par rapport à 2021. La raison est l´utilisation accrue de la houille et du lignite pour la production d´électricité ;
La consommation d´énergie primaire recule de 5,4% (- 4,0% corrigée des variations climatiques) par rapport à 2021 et s´élève à 3 269 TWh (281 Mtep). Elle atteint son niveau le plus bas dans l´Allemagne réunifiée. Au total, les énergies fossiles (pétrole, gaz naturel, houille et lignite) comptent pour près de 79% de la consommation d´énergie primaire (contre environ 77% en 2021) ;
La consommation intérieure brute d´électricité recule à 549 TWh (2021 : 569 TWh) suite aux tendances conjoncturelles au ralentissement et les effets de la hausse des prix ;
La production brute d´électricité baisse d´environ 2% à 571 TWh (2021 : 582 TWh). La tendance à la hausse des prix du gaz naturel, déjà perceptible depuis la mi-2021, s´est renforcée de manière significative avec la guerre en Ukraine. Cela a entraîné des changements dans le mix électrique : La production brute d´électricité à partir du gaz baisse à 80 TWh (2021 : 90 TWh), en revanche la production du couple lignite/houille augmente à 181 TWh contre 165 TWh en 2021. Cela s´explique en partie par la réactivation courant 2022 des centrales à charbon en réserve. La part du nucléaire baisse à 35 TWh contre 69 TWh en 2021 suite à la fermeture programmée de 4 GW de capacités nucléaires fin 2021 ;
Grâce aux bonnes conditions météorologiques, les filières renouvelables marquent une augmentation record. Leur part à la production brute d´électricité atteint 44,5% (2021 : 40,2%) et, en conséquence, leur part dans la consommation brute augmente à 46,2 % contre 41,2% en 2021.
Malgré ce record la crise du développement de l´éolien terrestre persiste, l´ajout net atteint seulement 2,1 GW en 2022. Le double aurait été nécessaire pour se rapprocher de l´objectif d´une puissance installée de 69 GW fin 2024. Au total, neuf appels d´offres éoliens et solaires sur dix ont été sous-souscrits en 2022. L´attribution du volume mis aux enchères étant loin d´être atteinte, leur développement risque de rester en deçà des besoins dans les années à venir. Les mesures décidées par le gouvernement en 2022 ne suffiront pas à atteindre l´objectif de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité d´ici 2030 ;
Le solde exportateur d´électricité augmente à 28 TWh (2021 : ~19 TWh) en hausse pour la première fois depuis 2017.Les principales raisons sont l´augmentation de la production d´électricité à partir des filières renouvelables et du charbon en Allemagne ainsi que les changements dans le mix de production d´électricité en Europe. A titre d´exemple : le solde exportateur des échanges commerciaux entre l´Allemagne et la France a plus que doublé en faveur de l´Allemagne en passant à 15,3 TWh en 2022 contre 6,5 TWh en 2021 selon l´Agence Fédérale des Réseaux ;
Sur le marché de gros de l´électricité le prix journalier double en 2022 par rapport à 2021 pour atteindre 235 €/MWh. Il a été fortement influencé par le prix du gaz.
Les projets phares de la transition énergétique allemande en 2022 :
Adoption courant 2022 d´un ensemble de mesures économiques urgentes, temporaires et exceptionnelles de presque 300 Mds€ pour atténuer la flambée des prix de l´énergie et l´impact de l´inflation. L´objectif : soutenir les citoyens et l´industrie pendant cette période difficile et préserver les emplois. La principale mesure, le plafonnement temporaire des prix du gaz, de la chaleur et de l´électricité, a reçu le feu vert en décembre 2022 ;
Adoption en juillet 2022 d´un paquet législatif de presque 600 pages visant à accélérer le développement des énergies renouvelables et à renforcer la sécurité d´approvisionnement en énergie.La mesure phare de ce paquet est l´amendement à la Loi sur les Énergies Renouvelables du secteur électrique (EEG 2023).
Les objectifs à l´horizon de 2030 ont été fortement rehaussés par rapport au gouvernement sortant, soit 115 GW pour l´éolien terrestre, au moins 30 GW pour l´éolien marin et 215 GW pour le photovoltaïque. Les 360 GW visés nécessitent au cours des huit prochaines années presque un triplement de leur puissance installée fin 2022 ;
Suite à la menace de pénurie d´énergie, née de la guerre en Ukraine, des mesures en faveur de la sécurité de l´approvisionnement d´électricité ont été prises : prolongation du fonctionnement des 3 derniers centrales nucléaires jusqu´au mi-avril 2023 et réactivationtemporaire des centrales à houille, lignite et fioul en réserve jusqu´à fin mars 2024, tout en maintenant l´objectif de l´abandon du charbon en 2030.
Selon AG Energiebilanzen (AGEB 2023a) la consommation d´énergie primaire atteint 3269 TWh (281 Mtep) en 2022, cela correspond à une baisse de 5,4 % (~ 187 TWh) par rapport à l´année précédente (2021 : 3456 TWh ou 297 Mtep). Elle atteint son niveau le plus bas dans l´Allemagne réunifiée.
Les principales raisons sont des températures plus chaudes par rapport à 2021 et la forte hausse des prix de l´énergie, en particulier pour le gaz naturel, qui a déclenché une mobilisation générale en faveur de la sobriété énergétique. La tendance à la hausse des prix du gaz naturel, déjà perceptible depuis la mi-2021, s´est renforcée de manière significative avec la guerre en Ukraine et les efforts de l´Allemagne pour s´émanciper de sa forte dépendance au gaz russe. La baisse de la production dans certains secteurs économiques a également contribué à la réduction de la consommation énergétique.
Une raison de la hausse de la consommation énergétique est la reprise économique après la suppression des restrictions liées à la pandémie de la Covid.
Corrigée de l´aléa météorologique la consommation énergétique baisse seulement de 4,0% selon AG Energiebilanzen (AGEB 2023a).
Les énergies fossiles (pétrole, gaz naturel, houille et lignite) continuent de représenter près de 79% de la consommation énergétique. Le pétrole reste l´énergie fossile la plus importante en 2022 suivi par le gaz naturel.
La consommation des produits pétroliers a connu une hausse de 2,9% par rapport à 2021. La substitution du gaz naturel par le pétrole explique en partie l´augmentation de la part du pétrole dans la consommation d´énergie primaire à 35,3% (2021 : 32,5%).
La consommation de gaz naturel baisse de presque 15,7% en 2022. Cause principale : les températures temporairement plus chaudes et une vente réduite dans tous les secteurs de consommation due à la hausse du prix du gaz. La part du gaz naturel dans la consommation d´énergie primaire s´est réduite à 23,6% contre 26,6% en 2021.
Les conséquences de la guerre en Ukraine se sont traduites par une nette modification de la structure des importations du gaz naturel. En 2021, environ 52% du gaz naturel provenait de Russie, alors qu´en 2022 ce chiffre est tombé à 22% (BNetzA 2023e). Depuis septembre 2022, plus aucun transport par gazoduc en provenance de Russie vers l´Allemagne n´a eu lieu. La cessation de ces livraisons a été partiellement compensée par une augmentation des importations entre autres via des gazoducs en provenance des Pays-Bas, de la Belgique et de la France. Les plus grandes importations provenaient de la Norvège (environ 33%).
Le charbon (couple lignite/houille) atteint une part totale de 19,8% de la consommation d´énergie primaire contre 18,0% en 2021.
La consommation du lignite augmente de 3,5% en 2022. Le lignite atteint une part de 10% (2021 : 9,1%) de la consommation d´énergie primaire. Environ 90% ont contribué à la production d´électricité. L´augmentation de la part du lignite a compensé la réduction d´autres sources d´énergie et notamment du gaz naturel pour la production de l´électricité et de la chaleur.
La consommation de la houille augmente de 4% en 2022. Son utilisation dans les centrales électriques augmente même de plus de 16%, favorisée par la réactivation courant 2022 des centrales à houille en réserve pour assurer la sécurité de l´approvisionnement d´électricité. En revanche, dans l´industrie sidérurgique l´utilisation de la houille a diminué de 6% en raison de l´évolution conjoncturelle. La houille atteint une part de 9,8% (2021 : 8,9%) de la consommation d´énergie primaire.
La part du nucléaire a baissé de près de la moitié en 2022 suite à la fermeture programmée de 4 GW de capacité nucléaire fin 2021. La production du nucléaire atteint une part de 3,2% (2021 : 6,1%) de la consommation d´énergie primaire.
Figure 1 : Consommation d´énergie primaire selon AG Energiebilanzen (AGEB 2023a)
La part des énergies renouvelables à la consommation d´énergie primaire a augmenté de 3,8% et atteint 17,2% (2021 : 15,7%). Cause principale : une météo favorable pour l´éolien et le photovoltaïque. La part de la biomasse représente 51% en 2022 (2021 : 53%) dans la consommation d´énergie primaire des énergies renouvelables.
Consommation et production d´électricité
La consommation intérieure brute d´électricité recule à 549 TWh (2021 : 569 TWh) suite aux tendances conjoncturelles au ralentissement, une météo plus clémente et une hausse drastique des prix de l´énergie notamment avec la guerre en Ukraine.
Grâce aux conditions météorologiques favorables, les filières renouvelables et notamment l´éolien et le photovoltaïque marquent une production record (UBA 2023a).
Sous l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables serait entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation intérieure brute augmente à 46,2%% contre 41,2% en 2021. Conformément aux prescriptions du gouvernement fédéral, il s´agit du taux déterminant pour la réalisation des objectifs en matière d´énergies renouvelables. La baisse générale de la consommation d´électricité amplifie statistiquement l´effet de l´augmentation de la part des énergies renouvelables.
La production brute d´électricité a également enregistré un net recul par rapport à 2021, cf. figure 2. En revanche le solde d´ exportation d´électricité de l´Allemagne a marqué une hausse (voir plus loin).
La production brute d´électricité baisse à 571 TWh (2021 : 582 TWh). La tendance à la hausse des prix du gaz naturel, déjà perceptible depuis la mi-2021, s´est renforcée de manière significative avec la guerre en Ukraine. Cela a entraîné des changements dans le mix électrique en faveur du charbon.
La production brute d´électricité à partir du gaz naturel diminue à 80 TWh en 2022 contre 90 TWh en 2021. La flambée des prix du gaz suite au manque de livraisons de gaz depuis la Russie a entraîné l´utilisation accrue du charbon en substituant la production à partir du gaz naturel.
La part de production d´électricité du couple lignite/houille a augmenté à 32% contre 28% en 2021. Les centrales au lignite ont produit 116 TWh, cela correspond à une augmentation de la production de 5,5% par rapport à 2021 (110 TWh). Les centrales à houille ont fourni 64 TWh, soit une augmentation d´environ 18% par rapport à 2021 (55 TWh). La hausse de production s´explique en partie par la réactivation courant 2022 des centrales à houille en réserve (voir plus loin).
La part de production brute à partir du nucléaire baisse à 6,1% contre 11,8% en 2021 suite à la fermeture programmée de 4 GW de capacité nucléaire fin 2021. Les centrales nucléaires allemandes ont produit 35 TWh bruts, soit presque 50% de moins qu´en 2021 (69 TWh).
Les filières renouvelables enregistrent une hausse de production de plus de 8,5%. Leur part dans la production brute passe à 44,5%, soit à 254 TWh, contre 40,1% en 2021 (234 TWh). Le nombre élevé d´heures d´ensoleillement sur l´ensemble de l´année et la forte production des éoliennes en janvier et février 2022 ont largement contribué à cette hausse (voir plus loin).
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2022 (AGEB 2023b ; BDEW 2022 ; UBA 2023a)
Le tableau 1 ci-dessous détaille la production brute pour chaque filière en 2022 par rapport à 2021 pour l´ensemble du secteur de l´électricité, y compris la production destinée aux propres besoins de l´industrie et l´autoconsommation individuelle et collective.
Bien que l´éolien et le photovoltaïque marquent une augmentation record et que la production des énergies conventionnelles baisse de presque 9%, celles-ci continuent à contribuer pour presque 56% à la production brute. Presque 51% de la production brute totale sont assurés par des sources décarbonées (renouvelables et nucléaire).
Le photovoltaïque contribue pour presque un quart à la production renouvelable totale. Cette quantité d´électricité comprend non seulement les injections dans le réseau public mais aussi l´autoconsommation.
La production à partir de la biomasse solide, liquide et gazeuse stagne au niveau de 2021. Malgré cela les sources d´énergies biogènes, en ajoutant la production des centrales à partir de déchets biogènes, ont contribué pour environ un cinquième à la production renouvelable en 2022.
La production d´hydroélectricité, qui a une importance limitée outre-Rhin, baisse d´environ 11% par rapport à 2021 suite à l´extrême faiblesse des précipitations en 2022.
Tableau 1 : production (hors transfert d´énergie par pompage) et consommation d´électricité 2021 et 2022 selon (AGEB 2023b ; Agora Energiewende 2023 ; BDEW 2022 ; UBA 2023a)
Depuis 2011 la production renouvelable a plus que doublé, tandis que la production du couple houille/lignite a reculé d´environ 31%. En revanche l´année 2021 marque une inversion de la tendance : le charbon (couple houille/lignite) est à nouveau en hausse, cf. figure 3.
Figure 3 : évolution de la production brute des différentes filières depuis 2010 (AGEB 2023b ; BDEW 2022 ; UBA 2023a)
La figure 4 montre bien que la hausse célébrée de la production renouvelable ne cache pas le fait que la production nette totale bas-carbone (énergies renouvelables et nucléaire) est en baisse depuis 2020 (AGEB 2023b; UBA 2023a).
Figure 4 : évolution de la production nette totale bas-carbone (énergies renouvelables et nucléaires)
Après l´arrêt de la centrale nucléaire de Philippsburg unité 2 fin 2019, les énergies renouvelables n´ont pas été en mesure de pallier la perte de production du nucléaire. Le bilan de la production bas-carbone s´est encore s´aggravé depuis l´arrêt des trois centrales nucléaires fin 2021 et retombe au niveau de 2017.
Parc de production
L´Allemagne exploite deux parcs de production en parallèle pour une pointe de consommation autour de 82 GW.
Le pays disposait fin 2022 d´un parc de production d´environ 236 GW nets hors systèmes de stockage (STEP, batteries etc.) dont ~ 87 GW de moyens pilotables conventionnels et ~150 GW d´installations renouvelables (BDEW 2022 ; BNetzA 2022a ; Agora Energiewende 2023 ; UBA 2023a).
Pour réduire la consommation de gaz dans le secteur de l´électricité en cas de menace de pénurie de gaz, une « Loi de mise à disposition de centrales électriques de remplacement » (Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz en allemand) est entrée en vigueur mi-2022. Cette loi prévoit la réactivation, limitée dans le temps jusqu´au 31 mars 2024, des centrales thermiques à flamme (houille, lignite et fioul), situées dans la réserve stratégique, afin qu´elles puissent prendre le relais si l´approvisionnement en gaz est menacé par l´arrêt des livraisons de gaz russe (Allemagne Energies 2022a).
Face aux baisses de livraison de Gazprom, une capacité d´environ 7 GW (5,1 GW de centrales à houille et 1,9 GW de centrales à lignite) a été réactivée courant 2022. Au total environ 79 GW de centrales conventionnelles (y compris les centrales diverses mais hors systèmes de stockage) ont été activement sur le marché électrique fin 2022. La réserve stratégique restante s´élève à 5,6 GW (BNetzA 2022a) et environ 2 GW (gaz, fioul) sont provisoirement arrêtés.
Le tableau 2 détaille l´évolution de la puissance totale nette installée du secteur électrique en 2021 et 2022, hors installation de stockage de l´énergie (stations de transfert d´énergie par pompage (STEP), batteries, etc.).
Tableau 2 : Puissance installée en 2021 et 2022 y compris les centrales de l´industrie servant principalement à l´autoconsommation
Centrales conventionnelles et stockage d´énergie
Centrales nucléaires
En 2022 la puissance installée a baissé à 4,055 GW par suite de l´arrêt de trois centrales nucléaires (4,058 GW) le 31.12.2021 (Allemagne Energies 2022b). Le fonctionnement des trois centrales nucléaires restantes a été prolongé jusqu’au 15 avril 2023 (Allemagne Energies 2022c).
Centrales à houille
Fin 2022 environ 18 GW ont été activement disponibles sur le marché de l´électricité. Courant 2022 une capacité de 5,1 GW a été réactivée et 1,4 GW sont maintenus en réserve stratégique.
Centrales à lignite
Fin 2022 environ 17 GW sont activement disponibles sur le marché de l´électricité. Courant 2022, une capacité de 1,9 GW a été réactivée ce qui correspond à la totalité de la réserve stratégique existante et ~ 0,3 GW ont été arrêtés définitivement.
Centrales à gaz
Fin 2022 environ 30 GW sont activement sur le marché de l´électricité. Une capacité de presque 2 GW a été mise en service.
Environ 1,7 GW ont été fermés ou retirés du marché et environ 2,6 GW sont en réserve stratégique ou font partie du mécanisme de capacité.
Centrales au fioul et divers
Début 2022 environ 8 GW de centrales au fioul et divers (déchets etc.) sont activement sur le marché de l´électricité. Centrales au fioul : sur les 4,8 GW installés environ 1,6 GW sont actuellement en réserve stratégique et 0,2 GW fermés ou retirés du marché.
Stockage d´énergie
L´Allemagne dispose fin 2022 d´une capacité de stockage totale d´environ 13 GW (Agora Energiewende 2023 ; BNetzA 2022a ; ISEA und PSG RWTH Aachen University 2022).
Les STEP (Stations de Transfert d´Énergie par Pompage) y compris les installations au Luxembourg et en Autriche qui injectent de l´électricité directement dans le réseau allemand ont une capacité nette totale de 9,8 GW. La capacité totale des batteries (domestiques et industrielles) s´élève à environ 3,4 GW.
Outre la capacité de stockage (GW), la quantité d´électricité stockée (GWh) est un paramètre important, car la capacité de puissance seule ne fournit pas d´informations sur la durée pendant laquelle cette capacité peut être mobilisée. Il convient de faire la distinction entre la quantité de stockage théorique et la quantité réelle. En effet, de nombreux systèmes de stockage par batterie ne sont pas entièrement déchargeables en mode de fonctionnement normal. Ces données ne sont malheureusement pas suffisamment connues. La quantité de stockage des batteries est estimée à 6 GWh maximal par cycle de charge (Agora Energiewende 2023).
La durée de fonctionnement à pleine charge des stations de pompage-turbinage est également limitée dans le temps en fonction du niveau de remplissage lorsqu´elles sont appelées. La quantité d´énergie stockée maximale actuellement disponible des STEP connectées au réseau allemand correspond à environ 40 GWh par cycle de charge.
Energies renouvelables
La puissance installée des énergies renouvelables a augmenté de 10 GW, soit 7% par rapport à 2021, pour passer à 150 GW (cf. tableau 2). Ce résultat est décevant compte tenu de l´annonce en décembre 2021 par la nouvelle coalition gouvernementale, composée des Sociaux-démocrates (SPD), des Verts (Bündnis 90/Die Grünen) et des Libéraux (FDP), de vouloir apporter un nouveau rythme à la transition énergétique et au développement des énergies renouvelables intermittentes (Allemagne Energies 2021).
Comme ces dernières années, l´ajout de la capacité photovoltaïque a été nettement plus élevé que celle de l´éolien terrestre : sur les 10 GW installés en 2022, environ trois quarts sont dus au photovoltaïque. Notamment le développement de l´éolien terrestre reste avec 2,1 GW nets en 2022 loin des attentes (Windguard 2023). Le double aurait été nécessaire pour se rapprocher de l´objectif d´une puissance installée de 69 GW fin 2024.
Les résultats des enchères en 2022 n´incitent pas non plus à l´optimisme pour l´avenir : neuf appels d´offres éoliens et solaires sur dix ont été sous-souscrits.
Éolien
Depuis 2019 sur 20 appels d´offres concernant l´éolien terrestre, 16 fois les volumes appelés n´ont pas été atteints. En 2022 un volume de 3,2 GW (70% du volume appelé de 4,5 GW) a été attribué, cf. figure 5. Trois sur quatre appels d´offres ont été sous-souscrits.
Partant du présupposé erroné que la production d´électricité renouvelable devient toujours moins chère en raison des développements technologiques et des effets d´échelle, la politique avait fait intégrer des plafonds pour la rémunération de référence qui ne devaient pas être dépassés.
La guerre en Ukraine, l´inflation, la hausse de prix pour les matières premières (i.e. le cuivre, le ciment) ont rendu la construction des éoliennes tellement plus coûteuse que le plafond de la rémunération de référence de 58 €/MWh, jusqu´à maintenant en vigueur, ne suffit plus. Les derniers appels d´offres montrent les résultats : l´intérêt des investisseurs s´est considérablement réduit.
Figure 5 : volumes appelés/attribués lors des appels d´offres d´éolien terrestre 2019 à 2022 (Agora Energiewende 2023 ; BNetzA 2023b)
Avec un délai moyen de réalisation de 30 mois entre l´adjudication et la mise en service, les objectifs manqués dans le passé se font maintenant sentir sur leur développement (Allemagne Energies 2022d). Deutsche Windguard estime l´ajout à 2,7 – 3,2 GW en 2023 (Windguard 2023), bien au-dessous des 5,5 GW au moins nécessaires pour atteindre l´objectif de 2024 (69 GW).
Le développement de l´éolien en mer ne progresse pas non plus de manière optimale. La puissance installée atteint 8,1 GW en 2022. Seul le parc éolien « Kaskasi » en Mer du Nord a été connecté au réseau (342 MW nets). Pour atteindre l´objectif de 2030 il faudrait installer 22 GW en mer en moins de huit ans.
Photovoltaïque
Aucun des six appel d´offres du photovoltaïque n´a permis d´atteindre le volume appelé en 2022, cf. figure 6. L´Agence Fédérale des Réseaux avait appelé un volume de 4,8 GWc (3,1 GWc au sol et 1,7 GWc sur toiture). Le volume attribué pour les installations au sol s´élève à 2,4 GWc et pour celles sur toiture à 0,5 GWc (30% du volume appelé). Pour atteindre l´objectif de la Loi EEG 2023 (88 GW en 2024) il faudrait ajouter au moins 11 GW en 2023.
Figure 6 : volumes appelés/attribués lors des appels d´offres du photovoltaïque 2019 à 2022 (Agora Energiewende 2023 ; BNetzA 2023b)
Les objectifs manqués des enchères laissent présager un développement en deçà des besoins dans les années à venir. L´écart entre les objectifs ambitieux et le développement réel se creuse toujours plus. Les mesures décidées par le gouvernement en 2022 (Allemagne Energies (2022f) ne suffiront pas à atteindre l´objectif de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité d´ici 2030.
L´électricité verte devient plus chère
Dans le but de rendre plus attractive la participation aux enchères pour l´éolien terrestre et le photovoltaïque, le Parlement a donné mi-décembre 2022 le feu vert pour une augmentation de la rémunération de référence. A partir de 2023 elle sera augmentée de 25% pour chaque filière, soit 73,50 €/MWh pour l´éolien terrestre, 112,50 €/MWh pour le photovoltaïque sur toiture (BNetzA 2022b) et 73,70 €/MWh pour le photovoltaïque au sol (BNetzA 2023f).
C´est un revirement dans l´histoire de la transition énergétique : après plus de vingt ans de baisse constante du prix de l´électricité verte, elle augmente pour la première fois à partir de 2023. Après la suppression du soutien aux énergies renouvelables (EEG-Umlage) mi-2022, il n´est plus prélevé directement par le consommateur mais c´est l´État qui assure entièrement le financement.
L´avenir nous dira si suffisamment d´investisseurs s´intéresseront maintenant aux enchères.
Relation entre puissance installée et production réalisée
La figure 7 montre pour chaque filière la relation entre la puissance installée et la production réalisée en 2022 (BDEW 2022 ; AGEB 2023b; UBA 2023). Les énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) représentent presque 57% de la puissance nette totale installée. Cependant, leur contribution à la production nette d´électricité – lissée sur l´année – s´élève à un tiers seulement. Cela correspond à un facteur de charge moyen [1] d´environ 16%, sans toutefois apporter une contribution durable à la sécurité d´approvisionnement car la production est très fluctuante au cours de l´année.
Figure 7 : puissance nette installée et production nette en pourcentage en 2022 (hors installations de stockage d´énergie)
A titre de comparaison, le nucléaire allemand, représentant environ 1,7% de la puissance installée, a produit 6% nets de l´électricité. Cela correspond à un facteur de charge moyen de plus de 92%.
Faits marquants des énergies renouvelables intermittentes en 2022
Grace aux conditions météorologiques très favorables la production éolienne et photovoltaïque a augmenté en 2022 (voir tableau 1). La forte production éolienne en janvier et février 2022 (voir figure 8) et le nombre élevé d´heures d´ensoleillement sur l´ensemble de l´année (voir figure 9) ont largement contribué à cette hausse (DWD 2022).
Figure 8 : fluctuation mensuelle de la production éolienne en 2021 et variation en pourcentage par rapport à 2020 (BDEW 2022 ; UBA 2023a)
Avec 2025 heures d´ensoleillement en 2022 en moyenne sur l´ensemble du pays, l´Allemagne a connu une année record. C´est près de 30 % de plus que la moyenne historique 1961 – 1990 (1544 heures par an). Dans le sud-ouest du pays, l´ensoleillement a même dépassé les 2300 heures.
En revanche la production hydroélectrique a reculé de plus de 11% par rapport à 2021 en raison de la sécheresse exceptionnelle (UBA 2023a). L´été 2022, le déficit de pluie atteint près de 40% par rapport à la moyenne historique (DWD 2022).
Figure 9 : fluctuation mensuelle de la production photovoltaïque et hydroélectrique en 2021 et variation en pourcentage par rapport à 2020 (BDEW 2022 ; UBA 2023a)
Outre de nombreux épisodes de faible production éolienne et photovoltaïque au cours de l´année, une forte variabilité inter-saisonnière et interannuelle des sources renouvelables intermittentes a été à nouveau mise en évidence en 2022.
Échanges transfrontaliers d´électricité
Pour un pays donné, le solde total des échanges physiques et contractuels devrait, dans l´idéal, être le même. Il convient toutefois de noter qu´en raison de la situation centrale de l´Allemagne en Europe, une certaine partie des flux physiques transfrontaliers sont des flux de transit et des flux en boucle.
Les échanges transfrontaliers dépendent non seulement de l´offre et de la demande, mais aussi des prix de l électricité dans les pays voisins. Les prix de gros sur le marché journalier (day-ahead) de chaque pays sont le résultat de cette interaction.
Le solde exportateur d´électricité de l´Allemagne augmente à 28 TWh (2021 : ~19 TWh) en hausse pour la première fois depuis 2017 (AGEB 2023b). Les importations marquent une légère baisse à 50 TWh tandis que les exportations augmentent de presque 11% à 78 TWh. Les principales raisons sont l´augmentation de la production d´électricité à partir des filières renouvelables et du charbon en Allemagne ainsi que les changements dans le mix de production d´électricité en Europe.
C´est vers l´Autriche que le solde exportateur a été le plus important, mais c´est surtout vers la Suisse et la France que les exportations ont augmenté, tandis que les importations ont augmenté en provenance du Danemark, de la Norvège et de la Suède.
Figure 10 : solde des échanges transfrontaliers d´électricité en TWh
Le solde exportateur des échanges commerciaux entre l´Allemagne et la France a plus que doublé en faveur de l´Allemagne en passant à 15,3 TWh en 2022 contre 6,5 TWh en 2021. Principalement en raison de la faible disponibilité des centrales nucléaires françaises en 2022 selon l´Agence Fédérale des Réseaux (BNetzA 2023a).
Modernisation des réseaux de transport
Le développement des réseaux de transport et de distribution est crucial pour la transition énergétique. Les gisements de vent, dans le nord du pays, étant géographiquement distants des grands centres de consommation dans l´ouest et sud industriel, l´épine dorsale est constituée par plusieurs tracés nord – sud en courant continu afin de limiter les congestions (Allemagne Energies 1).
Le plan actuel du réseau de transport prévoit 14.044 km terrestres (nouvelles lignes et renforcement des lignes existantes) à l´horizon de 2035, date à laquelle un approvisionnement en électricité quasi climatiquement neutre est visé par le gouvernement. Seuls 16,3% (2.292 km) étaient réalisés à la fin du troisième trimestre 2022, 1.178 km ont reçu l´autorisation de construction ou sont en construction (BNetzA 2023c).
La mise en service des tracés nord-sud en courant continu d´une capacité de 6 GW, initialement prévue en 2025/2026, a été reportée de deux ans à 2027/2028.
Le développement des réseaux de distribution est également d´une grande importance pour la mise en œuvre de la transition énergétique. La majorité des installations d´énergies renouvelables décentralisées y est raccordée. De plus, l´électrification des autres secteurs de l´économie conduit à la croissance rapide des nouveaux consommateurs connectés majoritairement au réseau de distribution.
Coûts d´interventions pour éviter la congestion du réseau de transport
L´injection accrue d´électricité renouvelable intermittente dans le nord du pays a provoqué un net déséquilibre géographique entre la production éolienne dans le nord et les centres de consommation du sud et de l´ouest du pays. De forts flux nord – sud d´électricité apparaissent en cas d´injection importante d´électricité éolienne dans le nord de l´Allemagne et, parallèlement, d´une forte demande d´électricité et d´une très faible injection de photovoltaïque dans le sud du pays. Ces situations conduisent souvent à une congestion du réseau et entraînent une hausse des coûts des actions correctives depuis 2015 en raison de la lente modernisation du réseau électrique (Allemagne Energies 1).
Les coûts des actions d´équilibrage menées par les Gestionnaires du Réseau de Transport (GRT) étaient déjà en forte hausse en 2021, s´élevant à presque 2,3 Md€, cf. figure 11. En cause la sortie du nucléaire, l´injection accrue d´électricité renouvelable intermittente et l´augmentation des prix de gros au deuxième semestre 2021 (Allemagne Energies 2022e).
Figure 11 : évolution des coûts de stabilisation du réseau
Les coûts de stabilisation du réseau ont augmenté au cours du premier semestre 2022 à environ 2,2 Mds€ et atteignent presque les coûts de l´année précédente (BNetzA 2023d). Cette forte augmentation des coûts est principalement due à la hausse significative des prix de gros (voir plus loin). Ces coûts sont supportés par le consommateur par le biais du tarif d´utilisation du réseau.
Les prix élevés du marché de gros ont entraîné une forte hausse des coûts du redispatching (réduction de la production d´électricité dans le nord et augmentation dans le sud de l´Allemagne dans le but de modifier les flux physiques afin de réduire les congestions du réseau de transport) et du countertrading (mesure commerciale consistant en la modification du plan de production de deux installations de façon symétrique – augmentation pour l´un et diminution pour l´autre – permettant également de modifier les flux physiques sur le réseau de transport).
Les coûts pour des centrales en réserve, réactivées ou en attente d´une réactivation pour fournir l´électricité de redispatching manquante, sont également en forte hausse au premier semestre 2022. En revanche, les coûts de compensation pour l´écrêtement de la production d´énergies renouvelables et de la cogénération sont en net recul. Cependant, au cours du premier semestre, environ 5,4 TWh de production renouvelable (notamment la production des éoliennes maritimes et terrestres) ont dû être écrêtés contre 3,4 TWh dans la même période de l´année précédente.
L´Agence Fédérale des Réseaux a publié début juillet 2023 les chiffres pour l´année 2022. Les coûts liés à l´équilibrage s´élèvent à 4,2 Mds€, soit presque deux fois plus qu´en 2021 (Allemagne Energies 2023b).
En attendant la mise en service des tracés nord – sud en courant continu, le manque de moyens pilotables dans le sud de l´Allemagne, nécessaire pour redispatching ou countertrading, risque d´accroitre encore les flux d´électricité entre le nord et le sud du pays dans l´avenir. De plus, la compensation de la puissance réactive manquante, nécessaire pour le maintien de la tension dans les réseaux de transport, doit être assurée.
Deux des trois centrales nucléaires encore au réseau jusqu`au 15 avril 2023 se situent en Allemagne du sud. A cela se rajoutera à terme la fermeture programmée des centrales à houille dans le centre et le sud.
Pour l´équilibrage du réseau en situation dégradée, l´Agence Fédérale des Réseaux a décidé la construction de turbines à combustion (4 sites dans le sud du pays d´une puissance totale de 1200 MW). Leur mise en service est prévue en 2023, cf. annexe 2 (Allemagne Energies 2).
Émissions de gaz à effet de serre
Sevrée du gaz russe dont elle était fortement dépendante, l´Allemagne a recouru de façon accrue au charbon et au pétrole pour remplacer le gaz naturel ce qui a entrainé une hausse des émissions dans le secteur de l´énergie. Malgré cela les émissions totales de gaz à effet de serre baissent légèrement à 746 CO2éq (2021 : 760 Mt CO2éq) selon le pronostic de l´Agence Fédérale de l´Environnement (UBA 2023b). L´objectif national pour 2022, fixé par la Loi sur la Protection du Climat à 756 Mt CO2éq, a donc été atteint.
Le secteur de l´énergie enregistre une hausse des émissions de 4,4% et atteint 256 Mt CO2éq (2021 : 245 Mt CO2éq). Il atteint néanmoins sa cible sectorielle de 2022, fixée à 257 Mt CO2éq par la Loi sur la Protection du Climat.
Presque 90% des émissions du secteur de l’énergie proviennent du secteur électrique, soit 223 Mt CO2éq en 2022 (2021 : 215 Mt CO2éq) selon l´Agence Fédérale de l´Environnement (UBA 2023c). L´intensité carbone du mix électrique allemand en 2022 s´élevait à 434 g CO2éq /kWh (2021 : 410 g CO2éq /kWh ).
En cause le recours accru aux centrales à houille et au lignite qui a partiellement compensé le recul de la production nucléaire (arrêt de 4 GW fin 2021) et de la production à partir du gaz. En revanche la hausse des émissions a été atténuée par l´augmentation de la production renouvelable.
Pour les objectifs climatiques conformément à la loi sur la protection du climat, c´est le secteur de l´énergie et non pas le secteur électrique qui est déterminant. Outre les émissions de la production d´électricité, le secteur de l´énergie comprend les émissions du chauffage urbain, des raffineries et les émissions diffuses, par exemple des gazoducs.
Dans le secteur de l´industrie, les émissions ont baissé de plus de 10% par rapport à l´année précédente à 164 Mt CO2éq (2021 : 183 Mt CO2éq). Les prix élevés du gaz naturel dans plusieurs secteurs industriels ont été déterminants pour le bilan des émissions. Le secteur se situe en dessous de la limite fixée par la Loi sur la Protection du Climat (177 Mt CO2éq).
Dans le secteur de l´agriculture, les émissions de gaz à effet de serre ont légèrement diminué pour atteindre 62 Mt CO2éq (2021 : 63 Mt CO2éq). Le secteur reste ainsi bien en deçà de sa cible sectorielle de 2022, fixée à 67 Mt CO2éq par la Loi sur la Protection du Climat.
En revanche, les objectifs sectoriels fixés pour 2022 n´ont pas été atteints dans les secteurs du bâtiment et des transports.
Pour le secteur du bâtiment c´est la troisième fois consécutive. Bien que les émissions dans ce secteur aient reculé à 112 Mt CO2éq (2021 : 118 Mt CO2éq), l´objectif sectoriel de 108 Mt CO2éq pour 2022 a été légèrement manqué. La baisse des émissions est essentiellement due à des effets météorologiques et à la réduction temporaire de la consommation du gaz naturel à cause de la flambée du prix et n´est vraisemblablement pas durable.
L´objectif fixé pour le secteur des transports de 139 Mt n´a pas été atteint en 2022. Le secteur a émis 148 Mt CO2éq (2021 : 147 Mt CO2éq). Encore influencée en 2020 et 2021 par des activités économiques réduites en raison de la Covid-19, l´augmentation des émissions en 2022 s´explique principalement par une normalisation du trafic routier et ferroviaire.
La figure 12 montre l´évolution entre 2010 et 2022 des émissions allemandes de gaz à effet de serre contenues dans le « panier de Kyoto » en millions de tonnes de CO2éq par an et les objectifs de 2030 selon la Loi sur la Protection du Climat. Source des valeurs : (UBA 2023b).
Figure 12 : évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an (hors secteur des terres et forêts – UTCATF) et objectif 2030
La légère baisse des émissions en 2022 ne doit cependant pas faire oublier que ce sont les économies d´énergie consécutives à la crise énergétique et les conditions météorologiques très favorables qui ont contribué à la réalisation de l´objectif fixé par la Loi sur la Protection du Climat.
Pour atteindre l´objectif de 2030, il faudra désormais réduire les émissions de 41% dans les huit prochaines années. Entre 2010 et 2022 la réduction des émissions de gaz à effet de serre était d´environ 20% malgré des investissements importants dans les énergies renouvelables.
Suite à la réactivation des centrales à houille et lignite au moins jusqu´à fin mars 2024, conjuguée à l´arrêt des trois dernières centrales nucléaires mi-avril 2023 (production d´environ 5 TWh bas carbone en 2023), l´espérance d´une réduction des émissions de gaz à effet de serre en 2023 s´amenuise.
Evolution des prix sur le marché de gros de l´électricité
En 2022, le niveau des prix de gros de l´électricité en Allemagne a plus que doublé par rapport à 2021, alors que les prix avaient déjà triplé en 2021 par rapport à 2020 (BNetzA 2023a ; FFE 2023).
Dès septembre 2021, le prix sur le marché de gros de l´électricité avait augmenté. Cette tendance s´est poursuivie et s´est renforcée suite à la guerre en Ukraine.
La hausse du prix est liée à plusieurs facteurs : a flambée du coût des quotas de CO2 (le prix moyen a augmenté d´environ 50% en 2022 par rapport à 2021), mais aussi la forte montée du prix de gros du gaz naturel.
L´évolution du prix du gaz en 2022 a été largement tributaire de la politique russe de livraison de gaz vers l´Allemagne et l´Europe. Les réactions du marché n´ont pas toujours été rationnelles.
Ainsi, début mars, le prix de gros du gaz a connu un premier pic à 220 €/MWh. Par rapport au prix moyen d´un peu plus de 24 €/MWh entre 2019 et 2021, cela représente presque un décuplement du prix. Au cours des mois suivants, les livraisons de gaz russe ont été réduites à de nombreuses reprises, pour finalement être totalement interrompues début septembre 2022. Le prix de gros du gaz atteint son plus haut niveau fin août avec 316 €/MWh (BNetzA 2023e), ce qui a également entraîné le prix de l´électricité le plus élevé de l´année, cf. figure 13 et tableau 3.
En conséquence, l´avantage en termes de coûts des centrales à gaz, résultant de leur besoin moindre en certificats de CO2, a été masqué par l´envolée des prix du gaz et a augmenté leurs coûts marginaux de production selon le bureau d´études FfE (Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH). La hausse du prix du gaz s´est donc répercutée sur celui de l´électricité (figure 13) car, selon la logique du « merit order », le prix de gros de l´électricité est déterminé par les coûts marginaux de la dernière centrale appelée pour assurer l´équilibre entre l´offre et la demande (FFE 2023).
En revanche, les coûts marginaux des centrales à gaz ne fixent pas à tout moment le prix journalier de gros de l´électricité. D´autres filières de production peuvent aussi influencer la logique du « merit order. » En particulier, l´influence des énergies renouvelables intermittentes (éolienne et photovoltaïque) n´est pas négligeable avec des prix très faibles, voire négatifs, sur le marché. Par exemple, fin décembre 2022, lors d´une forte production éolienne et d´une faible demande d´électricité, le prix journalier de l´électricité sur le marché de gros a été nettement inférieur aux coûts marginaux des centrales à gaz, cf. figure 13.
Figure 13 : évolution des coûts marginaux des centrales à gaz (rendement de 40 à 60%) et des centrales à houille (rendement de 35 à 45%) résultant des prix des combustibles et du prix du CO2, par rapport au prix journalier sur le marché de gros de l´électricité en 2022
Le prix de gros moyen a dépassé les 300 €/MWh en juillet et en septembre et a même atteint 465,18 euros/MWh en août (BNetzA 2023a). A partir d´octobre 2022, le prix de gros moyen a de nouveau baissé en raison d´une consommation d´électricité en baisse. De plus, les énergies renouvelables ont contribué pour une part plus importante à la production totale et, au dernier trimestre 2022, plusieurs centrales au charbon ont été réactivées sur le marché, augmentant ainsi l´offre sur le marché de gros.
La figure 14 montre les moyennes annuelles de 2019 à 2022 des prix journaliers (dit « day-ahead ») sur le marché de gros pour la zone Allemagne/Luxembourg (BNetzA 2023a).
Figure 14 : moyennes annuelles de 2019 à 2022 des prix journaliers sur le marché de gros de l´électricité pour la zone Allemagne/Luxembourg
Le tableau 3 montre, pour la période de 2019 à 2022, les prix de gros extrêmes pour la zone Allemagne/Luxembourg selon (BNetzA 2023a).
En 2022, le prix de gros le plus élevé de l´année a été enregistré le lundi 29 août entre 19h et 20h avec 871,00 €/MWh. Dans cette plage horaire, la forte consommation d´électricité a coïncidé avec une faible production des énergies renouvelables intermittente, rendant nécessaires une production conventionnelle accrue et une importation nette de l´ordre de 5 GW.
Le prix de gros le plus bas a été enregistré avec – 19,04 €/MWh le dimanche 20 mars 2022 entre 13h et 14h. Dans cette plage horaire, la production renouvelable a couvert presque entièrement la consommation. De plus, l´Allemagne a exporté 15 GW nets.
Tableau 3 : Moyennes annuelles des prix de gros de l´électricité pour la zone Allemagne/Luxembourg
Bien que le volume négocié sur les bourses ne représente qu´une fraction du volume total des échanges commerciaux, les marchés journalier (day-ahead) de l´EPEX SPOT pour une livraison d´électricité le jour suivant sont considérés comme un indicateur des prix. Une fourchette de prix de -500 €/MWh à 4 000 €/MWh est définie pour le négoce « day-ahead » (EPEX SPOT 2022).
Episodes de prix négatifs au marché journalier
Depuis plusieurs années le marché de gros en Allemagne est confronté à des épisodes de prix négatifs. Dans ces situations, les vendeurs payent les acheteurs, ce qui constitue une situation de marché singulière. Ces situations apparaissent en particulier en cas de forte production d´électricité d´origine renouvelable mais de faible demande, situations au cours desquelles certains moyens de production conventionnelle ne peuvent pas fonctionner en deçà d´un minimum technique.
En 2019 et 2020, l´augmentation des épisodes à prix négatifs a été un sujet majeur. En 2020 le nombre de pas horaires à prix négatifs a battu un record avec 298.
Depuis 2021, le nombre de pas horaires à prix négatifs a diminué en raison d´une flexibilité croissante du système électrique allemand et de la forte augmentation des prix de gros de l´électricité.
En 2022, il n´y eu que 69 heures de prix négatifs, cf. figure 15. Durant ces heures, le prix négatif moyen de -2 €/MWh était nettement plus faible que les années précédentes, où il se situait autour de -15 €/MWh (FFE 2023).
Figure 15 : pas horaires à prix négatifs par trimestre sur le marché journalier entre 2019 et 2022 (BNetzA 2023a)
Alors que les exploitants d´une centrale conventionnelle doivent prendre à leur charge les frais des prix négatifs, la situation des producteurs d´énergies renouvelables dépend de la taille et de la date de mise en service des installations.
La réglementation en vigueur depuis 2017 prévoit la suspension de la rémunération si le prix de gros affiche une valeur négative pendant au moins six heures sans interruption pour les éoliennes > 3 MW et les autres installations d´énergies renouvelables > 500 kW mises en service à partir de 2016. Dans ce cas les exploitants ne recevront plus le complément de rémunération rétroactivement à partir de la première heure de prix négatif.
Dans le cadre de l´avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables, entré en vigueur début 2021 (EEG 2021), la suspension de la rémunération des nouvelles installations d´énergies renouvelables > 500 kW (exception faite des éoliennes pilotes) intervient si le prix de gros affiche une valeur négative pendant au moins quatre heures sans interruption. Il s´agit d´un durcissement de la réglementation de 2017 qui reste toutefois en vigueur pour les installations mises en service avant 2021.
Selon le bureau d´études FfE la valeur du marché des prix négatifs est estimée à environ 580 M€ pour la période de 2017 à 2021 (FFE 2022), soit environ 116 M€ par an en moyenne. Ce montant est dérisoire par rapport au montant annuel global d´électricité négocié à la bourse.
Projets phares du tournant énergétique en 2022
Les projets phares du tournant énergétique allemand en 2022 étaient :
Adoption d´un ensemble de mesures de presque 300 milliards d´Euros pour atténuer l´impact de la crise énergétique
La forte hausse des prix de l´énergie a conduit à une situation de crise et fut un facteur déterminant de l´inflation, qui a dépassé temporairement les 10% en Allemagne. Le gouvernement a donc été contraint d´adopter un ensemble de mesures urgentes, temporaires et exceptionnelles de nature économique afin de faire face à ses effets insupportables pour les consommateurs et les entreprises (Allemagne Energies 2022g).
Les mesures de l´État allemand représentent presque 300 Mds€. L´objectif : soutenir les citoyens pendant cette période difficile, conséquence de la guerre en Ukraine, et préserver les emplois. Elles les inciteront simultanément à réduire leur consommation.
Pour atténuer la flambée des prix de l´énergie et l´impact de l´inflation, le gouvernement a adopté depuis le printemps 2022 trois trains de mesures, qui représentent des allègements à hauteur totale de 95 Mds€.
De plus, pour limiter l´impact de l´envolée des coûts énergétique pour les ménages et les entreprises, le Parlement (Bundestag) et le Conseil Fédéral (Bundesrat) ont autorisé en octobre 2022 des nouveaux crédits pour un bouclier de défense économique doté de 200 Mds€.
La principale mesure est le plafonnement temporaire des prix du gaz, de la chaleur et de l´électricité. Elle est partiellement financée par le prélèvement sur les bénéfices exceptionnels des producteurs d´électricité et des entreprises des secteurs du pétrole brut, du gaz naturel, du charbon et du raffinage conformément au règlement de l´Union Européenne 2022/1854 du 6 octobre 2022.
Les modalités du bouclier tarifaire pour le gaz, la chaleur et l´électricité sont réglées dans deux lois séparées qui ont reçu le feu vert du Parlement (Bundestag) le 15 décembre 2022 et du Conseil Fédéral (Bundesrat) le 16 décembre 2022.
Adoption d´un paquet législatif visant à accélérer le développement des énergies renouvelables et à renforcer la sécurité d´approvisionnement en énergie
Adoption en juillet 2022 d´un paquet législatif de presque 600 pages visant à accélérer le développement des énergies renouvelables et à renforcer la sécurité d´approvisionnement en énergie. La mesure phare de ce paquet est l´amendement à la Loi sur les Énergies Renouvelables (EEG 2023) du secteur électrique (Allemagne Energie 2022f ; Allemagne Energies 3).
Les objectifs à l´horizon de 2030 ont été fortement rehaussés par rapport au gouvernement sortant, soit 360 GW au total (éolien terrestre : 115 GW, éolien en mer : 30 GW, photovoltaïque : 215 GW).
Mesures en faveur de la sécurité de l´approvisionnement d´électricité
Suite à la menace de pénurie d´énergie, née de la guerre en Ukraine, des mesures en faveur de la sécurité de l´approvisionnement d´électricité ont été prises : prolongation du fonctionnement des 3 dernières centrales nucléaires jusqu´à mi-avril 2023 (Allemagne Energies 2022c) et réactivation temporaire des centrales à houille, lignite et fioul en réserve jusqu´à fin mars 2024, tout en maintenant l´objectif de l´abandon du charbon en 2030 (Allemagne Energies 2022a).
Développement de la politique énergétique et perspectives 2023
En 2022 la gestion de la crise à court terme a déterminé l´agenda politique en faveur de la sécurité énergétique, en partie au détriment des objectifs climatiques.
Les efforts coûteux pour réduire durablement les émissions de CO₂ piétinent actuellement. Les émissions dues à la production d´électricité à partir du charbon sont à la hausse depuis l´arrêt de livraison du gaz russe bon marché.
Le déni de réalité dans la stratégie allemande de transition énergétique a atteint des proportions inquiétantes. En réaction à l´accident de Fukushima, déclenché à la suite d´un séisme et d´un tsunami, le gouvernement allemand avait accéléré la sortie du nucléaire. Et comme le gouvernement, même après l´occupation de la péninsule de Crimée en 2014, a considéré la Russie comme un partenaire fiable, l´Allemagne est devenu fortement dépendante de son gaz.
En vue de la sortie du nucléaire et du charbon, le gouvernement avait initialement prévu, pour suppléer aux aléas des énergies renouvelables intermittentes, la construction de nouvelles centrales à gaz d´ici 2030. Celles-ci seraient exploitées à terme de manière neutre en carbone grâce à l´hydrogène pour atteindre les objectifs climatiques ambitieux. Mais en absence du gaz russe bon marché, la construction de ces centrales n´est pas rentable actuellement (Allemagne Energies 2023a). Jusqu´à maintenant aucune décision n´est prise ni sur leur capacité nécessaire ni sur leur financement.
Après la sortie définitive du nucléaire en avril 2023, il manquera environ 30 TWh supplémentaires de production bas-carbone dans le réseau électrique. Le développement de l´éolien et du photovoltaïque se poursuit trop lentement et n´a pas été en mesure depuis 3 ans de suppléer la perte de production du nucléaire sans parler des jours où le vent et le soleil sont faibles.
La devise du gouvernement semble être la suivante : « Il est plus important de bien choisir ses objectifs que de les atteindre ». Les 360 GW maintenant visés en 2030 pour l´éolien et le photovoltaïque nécessitent un triplement de la puissance installée dans les huit prochaines années, soit un ajout annuel d´au moins 26 GW contre 6 GW/an en moyenne entre 2000 et 2022.
De plus, l´objectif pour 2035 de presque 100% d´énergies renouvelables pour la production d´électricité implique, en une décennie, des paris technologiques lourds comme une bascule vers l´hydrogène et la mise à disposition de moyens suffisants de stockage d´énergie.
Avec la sortie du nucléaire, le gouvernement fait le deuxième pas avant le premier en arrêtant des centrales fiables et bas carbone. Les déclarations publiques des ministres responsables sur la garantie d´un approvisionnement énergétique sûr et abordable misent sur le principe de l´espoir. Les risques et problèmes, comme par exemple la faible résilience du système électrique à des aléas climatiques, ne sont pas pris en compte. Au pied du mur, les prochaines années détermineront si le gouvernement allemand parviendra à entamer la transition vers la neutralité climatique en 2045. Face à la crise climatique qui s´aggrave, déjà les décisions à prendre en 2023 seront d´une grande importance.
1) Le facteur de charge est le rapport entre l’énergie électrique effectivement produite par une unité de production sur une période donnée et l’énergie qu’elle aurait produite si elle avait fonctionné à sa puissance maximale durant la même période
AGEB (2023b) Stromerzeugung nach Energieträgern (Strommix) von 1990 bis 2022 (in TWh) Deutschland insgesamt (Datenstand Februar 2023). AG Energiebilanzen e.V. En ligne : https://ag-energiebilanzen.de/.
BDEW (2022) Jahresbericht: Die Energieversorgung 2022. Erdgasversorgung durch Ukrainekrieg in Turbulenzen – Günstige Witterung führt zu mehr Strom aus Erneuerbaren Energien. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW). En ligne : https://www.bdew.de/service/publikationen/jahresbericht-energieversorgung-2022/.
ISEA und PSG RWTH Aachen University (2022) Battery charts. Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische. En ligne : https://www.battery-charts.de/.
Le gouvernement vise 80% d´énergies renouvelables pour la production d´électricité d´ici 2030 et presque 100% à l´horizon de 2035. Mais en l´absence de moyens suffisants de stockage d´énergie, un parc de production pilotable en support pour pallier l´intermittence restera indispensable.
Suite à l´abandon du nucléaire mi- avril 2023 et l´intention de la coalition gouvernementale d´avancer « dans l´idéal » la sortie de la production d´électricité à partir du charbon à 2030 au lieu de 2038, le parc thermique se réduirait à terme aux centrales à gaz.
La capacité des centrales à gaz existantes étant insuffisantepour se substituer au nucléaire et au charbon, la construction de nouveaux moyens pilotables est nécessaire pour garantir la sécurité d´approvisionnement au cours de cette décennie lorsque la production de l´éolien et du photovoltaïque est faible. C´est pour cela que le gouvernement avait prévu, compte tenu des objectifs climatiques ambitieux, la construction de centrales à gaz qui seraient exploitées à terme de manière neutre en carbone grâce à l´hydrogène.
Mais la crise énergétique, née de la guerre en Ukraine, et la flambée du prix du gaz suite aux efforts pour s´émanciper de la forte dépendance au gaz russe conduisent à une nouvelle réalité pour la transformation du système électrique. La construction de nouvelles centrales à gaz n´est pas rentable actuellement. De plus, les experts sont divisés sur la capacité supplémentaire qu´il faudrait construire en cas de sortie anticipée du charbon d´ici 2030. Les estimations varient entre 15 à 43 GW.
Selon un communiqué de presse du 1er février 2023 du Ministre de l´Economie et de la Protection du Climat, Robert Habeck, l´approvisionnement en électricité de l´Allemagne serait assuré jusqu´en 2031, malgré une augmentation de la consommation d´électricité et l´abandon des centrales à charbon en 2030. C´est ce que montrerait le rapport « monitoring de la sécurité d’approvisionnement en électricité » que le régulateur (Bundesnetzagentur) a présenté au gouvernement.
Toutefois, des moyens pilotables supplémentaires doivent être construits pour pallier l´intermittence de la production éolienne et photovoltaïque. Le gouvernement prévoit au cours du premier semestre 2023 une stratégie pour la mise en place de ces moyens pilotables, afin que ces centrales soient compatibles avec un système électrique climatiquement neutre.
Nota bene : Le gouvernement allemand annonce la construction de presque 24 GW de centrales à hydrogène en août 2023 (cf. texte ici).
Figure 1 : Projet d´une centrale à gaz « prête pour l´hydrogène » / source Siemens
Les plans énergétiques de la coalition gouvernementale en fonction depuis fin 2021 mettent la sécurité d´approvisionnement en électricité de l´Allemagne à rude épreuve. Les experts et les énergéticiens avertissent que, sans construction préalable de nouveaux moyens pilotables, une pénurie d´électricité pourrait se produire si l´on sortait du charbon en 2030 « dans l´idéal » comme prévu dans l´accord de coalition / 1 / entre les Sociaux-démocrates (SPD), les Verts (Bündnis 90/Die Grünen) et les Libéraux (FDP).
Malgré un développement massif des énergies renouvelables, des moyens pilotables en support pour pallier l´intermittence restera indispensable. En conséquence, le gouvernement a pour objectif la construction de nouvelles centrales à gaz. Cependant, compte tenu des objectifs climatiques ambitieux, le passage aux centrales à gaz naturel ne peut être qu´une solution transitoire. C´est pour cela que le gouvernement mise sur des nouvelles centrales à gaz « prêtes pour l´hydrogène » convertibles à terme à une production d´énergie durable à base d´hydrogène vert /2/.
La crise énergétique conduit à une nouvelle réalité pour la transformation du système électrique
La crise énergétique, née de la guerre en Ukraine, et la flambée du prix du gaz suite aux efforts pour s´émanciper de la forte dépendance au gaz russe conduisent à une nouvelle réalité pour la transformation du système électrique.
Compte tenu du prix élevé du gaz naturel et d´un facteur de charge probablement très insuffisant, la construction de centrales à gaz n´est pas rentable car les moyens financiers nécessaires pour la construction et l´exploitation des centrales ne peuvent pas être récupérés via le marché « energy-only » qui ne rémunère que l´électricité réellement produite.
De plus l´exigence de conversion à terme des centrales à gaz à l´hydrogène augmente le risque d´investissement dans de nouvelles installations. Il est difficile de prévoir de manière fiable quand l´hydrogène vert sera effectivement disponible en quantité suffisante et à un prix abordable.
Bien que le gouvernement veuille faciliter le déploiement de nouvelles centrales fonctionnant d´abord au gaz et à terme à l´hydrogène, il n´a pas encore présenté une stratégie pour encourager leur financement. Le Ministre Fédéral de l´Economie et de la Protection du Climat, Robert Habeck, a annoncé le 1er février 2023 qu´une stratégie serait établie au cours du premier semestre 2023 /10/.
L´abandon du nucléaire et du charbon laisse un vide à combler
En 2021 la Cour Fédérale des Comptes a critiqué le suivi insuffisant de la sécurité d´approvisionnement d´électricité et préconisé d´étudier d´urgence des scénarios qui reflètent de manière fiable les évolutions actuelles et les risques affectant l´offre et la demande de l´électricité / 3/.
L´urgence apparait clairement dans le dernier état des lieux du régulateur /4/. Une capacité d´environ 15 GW sera mise hors service d´ici 2025 : les trois centrales nucléaires (~ 4 GW) seront déconnectées du réseau d´ici mi-avril 2023 et environ 11 GW de centrales à houille et lignite sortiront du marché d´ici 2025. Actuellement, le régulateur prévoit un ajout d´environ 3,3 GW dont 2,8 GW de centrales à gaz, cf. figure 2.
Figure 2 : déclassement et nouvelles constructions de moyens pilotables entre 2022 et 2025
Désaccord entre experts sur le besoin de nouvelles centrales à gaz (H2-ready)
L´opinion des experts diverge sur la capacité nécessaire de centrales à gaz à construire en cas de sortie anticipée du charbon d´ici 2030. Selon une publication du service scientifique du Parlement /5/, les estimations varient entre 15 à 43 GW d´ajout net.
La figure 3 montre l´évolution présumée des moyens pilotables entre 2019 et 2030 selon EWI – Institut d´économie de l´énergie de l´Université de Cologne /6/, /7/. Par rapport à 2019 l´Allemagne perdrait, sans la construction de nouvelles centrales, de l´ordre de 56 GW (10 GW nucléaire, 25 GW charbon et 21 GW lignite) d´ici 2030.
Figure 3 : évolution présumée des moyens pilotables entre 2019 et 2030 selon EWI
La figure 4 montre les différentes hypothèses sur la capacite nécessaire de centrales à gaz à l´horizon de 2030.
Sous l´hypothèse d´une consommation brute de 745 TWh et d´une pointe de consommation hivernale de 95 GW, EWI /6/ évalue la capacité nécessaire des moyens pilotables à 71 GW en 2030 dont 55 GW de centrales à gaz. Il faudrait donc ajouter 23 GW compatibles avec l´hydrogène (H2-ready) à la capacité existante. Le reste (~ 16 GW) serait assuré par des sources renouvelables pilotables (biomasse, hydroélectricité). Pour passer la pointe de 95 GW il faudrait en plus, selon EWI, recourir à une combinaison de la flexibilité de la demande, d´importations d´électricité et de capacités de stockage de l´électricité (stations de transfert d´énergie par pompage, batteries).
Boston Consulting Group (BCG) arrive dans son étude pour le compte de la Fédération de l´Industrie Allemande (BDI) à des résultats assez différents /8/. En 2030, la pointe de consommation hivernale est estimée à 101 GW et le besoin de moyens pilotables à 96 GW.
BCG a utilisé une approche déterministe : le besoin de moyens pilotables a été évalué hors importations, avec une disponibilité de 90% de centrales conventionnelles, 80% pour les stations de transfert d´énergie par pompage, 25% pour l´hydroélectricité au fil de l´eau, 2% pour l´éolien, 0% pour le photovoltaïque, 10 % pour le stockage en batteries et 35% pour les mesures de la flexibilité de la demande (DSM : Demande-Side-Management). En outre, une marge de sécurité de 5 % a été prise en compte.
BCG arrive à la capacité totale de centrales à gaz de 74 GW soit un ajout de 43 GW (H2-ready) au parc existant pour pallier l´intermittence et respecter les objectifs climatiques, cf. figure 4.
Figure 4 : capacité nécessaire de centrales à gaz à l´horizon de 2030
Le rapport « monitoring de la sécurité d´approvisionnement en électricité », publié le 1er février 2023 par le régulateur /10/, confirme qu´il faudra construire, sous l´hypothèse de la sortie du charbon en 2030, des moyens pilotables supplémentaires pour couvrir la demande lorsque l´éolien et le photovoltaïque ne fournissent pas suffisamment d´électricité. Le rapport prévoit, 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, dans le cadre de la Loi sur les énergies renouvelables EEG 2023 /11/, il est prévu de promouvoir la construction de centrales qui fonctionneront dès le départ à l´hydrogène. Des appels d´offres d´un volume total appelé de 8,8 GW seraient prévus entre 2023 et 2028. On ne peut encore dire si ces installations seront opérationnelles à temps d´ici la fin de la décennie pour pouvoir contribuer à la sécurité d´approvisionnement.
Une stratégie pour la construction de nouvelles centrales à gaz devrait être présentée par le gouvernement au cours du premier semestre 2023 /10 /. Ces nouvelles centrales à gaz doivent être construites « prêtes pour l´hydrogène ».
Le nombre exact de centrales à gaz qu´il faudrait ajouter pour couvrir les besoins en 2030 est actuellement difficile à évaluer. Cela dépend de la technologie, de la taille et du rendement. Sous hypothèse d´une tranche à cycle combiné gaz de 500 MW il faudrait construire 80 unités pour un besoin de 40 GW et au moins 42 unités pour un besoin de 21 GW supplémentaires par rapport au parc thermique gaz actuel /5/.
Des petites unités de cogénération décentralisés basées sur la production combinée de chaleur et d´électricité, pouvant être intégrées facilement dans des infrastructures existantes, constitueraient éventuellement une alternative. Le délai de réalisation pour les petites centrales est inférieur à un an, alors que pour les grandes il faut compter plusieurs années.
Il faudrait également tenir compte de la possibilité de reconvertir (fuel switching) des centrales à charbon existantes. Les premiers contrats de conversion des centrales au charbon en centrales au gaz et à terme à l´hydrogène ont déjà été conclus entre EnBW et Siemens Energy /9/. Siemens Energy s´engage à ce que les nouvelles turbines à gaz puissent fonctionner avec un mélange de 75% d´hydrogène dès leur installation en 2024 et que les turbines à gaz soient techniquement prévues pour fonctionner à l´hydrogène pur.
Obligation de réformer le fonctionnement du marché de l´électricité pour stimuler l´investissement dans des moyens pilotables
Selon le rapport monitoring publié début 2023 par le régulateur, l´approvisionnement en électricité serait assuré outre-Rhin jusqu´en 2031, même avec la sortie du charbon d´ici 2030 et une augmentation significative de la consommation d´électricité, à condition toutefois que tous les objectifs du gouvernement fixés à l´horizon de 2030 soient mis en œuvre /10/.
BDEW (Association Fédérale de l´Économie Énergétique et des Eaux) fait remarquer dans son communiqué du 1er février 2023/12/ que le rapport « monitoring de la sécurité d´approvisionnement » du régulateur ne constitue ni un « stress-test » ni une vérification de la robustesse de la situation en matière de sécurité d´approvisionnement en 2030. Le rapport montre sur la base d´hypothèses très optimistes que la sécurité d´approvisionnement serait garantie et à condition que toutes les prémisses soient remplies en temps voulu et dans leur intégralité. Un scénario « worst case » n´a pas été étudié.
Pour parvenir à un système électrique climatiquement neutre d’ici 2035, tout en abandonnant les centrales à charbon d´ici 2030, l´Allemagne devrait produire une accélération jamais vue auparavant. Le risque que tous ces objectifs ne soient pas atteints existe bel et bien.
Selon BDEW, les hypothèses du gouvernement sur la construction de nouvelles centrales à gaz ne sont pas réalistes. Les conditions actuelles du marché ne permettent pas d´investir dans de telles capacités de production qui ne fonctionneront qu´un nombre d´heures très limitées.
Il est donc important qu´en 2023 les décisions soient prises par le gouvernement pour réformer le fonctionnement du marché de l´électricité afin que les investissements dans des moyens pilotables soient rentables.
Sans l´ajout substantiel de nouveaux moyens pilotables dans les prochaines années, les centrales à charbon continueront à fonctionner au-delà de 2030 pour garantir l´approvisionnement en électricité /7/.
De plus l´Allemagne sera vraisemblablement obligée de recourir d´avantage aux importations d´électricité en provenance des pays voisins alors qu´elle est depuis des années parmi les pays les plus exportateurs en Europe. Le rapport monitoring du régulateur montre en effet que l´Allemagne pourrait devenir un importateur net d´électricité dans les prochaines années /10/.
/2/ Deutscher Bundestag (2022) Gaskraftwerke in Deutschland – Status quo und geplanter Zubau. Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der Fraktion CDU/CSU – Drucksache 20/924 vom 09.03.2022. Deutscher Bundestag. En ligne : https://dserver.bundestag.de/btd/20/009/2000924.pdf.
Le cabinet fédéral des ministres a adopté le 8 juin 2022 un projet de loi visant à réduire la consommation de gaz dans la production d´électricité en cas de pénurie ou de menace de pénurie de gaz. Pour cela il est prévu de réactiver temporairement des centrales thermiques à flamme (houille, lignite et fioul), actuellement situées dans la réserve stratégique, afin qu´elles puissent prendre le relais si l´approvisionnement en gaz est menacé par l´arrêt des livraisons de gaz russe. Au total, l´Allemagne disposerait alors d´une capacité supplémentaire pouvant atteindre 10 GW dans une situation critique d´approvisionnement des centrales à gaz.
La sortie du charbon sera temporairement suspendue, peut-on lire dans l´exposé des motifs pour la Loi portant le nom « Loi sur la mise à disposition de centrales électriques de remplacement » (Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz en allemand). La fin justifie les moyens : en réactivant des centrales thermiques à flamme, le gouvernement allemand se tient prêt à préserver les réserves de gaz en cas d´urgence.L´objectif de sortir du charbon d´ici 2030 « dans l´idéal » et les objectifs ambitieux en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre resteraient quand même inchangés.
En revanche la prolongation pour des raisons de sécurité d´approvisionnement ou d´économie de gaz des trois dernières centrales nucléaires ne serait toujours pas prévue, même au vu de la situation actuelle tendue.
Selon le député chrétien-démocrate de l´opposition au parlement fédéral Christian Hirte, le Ministre Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat, Robert Habeck, codirigeant du parti des Verts et vice-chancelier, préfère pour des raisons idéologiques donner la préférence à des centrales fortes émettrices de CO2 plutôt que de miser – du moins temporairement – sur l´énergie nucléaire, bas carbone et bon marché.
Mise à jour : Face aux baisses de livraison de Gazprom, l´réactivation des centrales de réserve sera effectuée le plus rapidement possible selon un communiqué de presse du Ministre Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat du 19 juin 2022.
Le ministère de l´Économie et de la Protection du Climat a annoncé le 17 juillet 2022 un « nouveau test de résistance » pour la sécurité de l´approvisionnement en électricité. La question de la poursuite éventuelle de l´exploitation des centrales nucléaires serait également réévaluée à la lumière des résultats de cette étude.
Centrale au lignite Neurath, Grevenbroich en Rhénanie-du-Nord-Westphalie, 3×300 MWe et 2×600 MWe, tranche A à E (à gauche). La centrale fera éventuellement partie de l´augmentation de la réserve stratégique, source RWE
Le 8 juin 2022, le cabinet des ministres a adopté un projet de loi visant à réduire la consommation de gaz dans la production d´électricité en cas de pénurie ou de menace de pénurie de gaz /1/. Ces mesures doivent désormais être examinées et discutées au Bundestag allemand.
Le projet de loi vise à sécuriser la production d´électricité dans le cas d´une éventuelle pénurie de gaz résultant d´un arrêt des livraisons de gaz par la Russie. Dans une telle situation, l´Allemagne doit être en mesure de réduire considérablement sa consommation de gaz.
Actuellement, une capacité d´environ 27 GW de centrales à gaz est disponible sur le marché de l´électricité selon l´Agence Fédérale des Réseaux /2/. Le gaz naturel a contribué à environ 12% de la production d´électricité et à presque 7% de la production de chaleur à distance en 2021 selon la Fédération Allemande de l´Industrie de l´Énergie et de l´Eau (BDEW) /8/.
La « Loi sur la mise à disposition de centrales électriques de remplacement » (Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz en allemand) prévoit la réactivation temporaire des centrales thermiques (houille, lignite et fioul), actuellement situées dans la réserve stratégique, en substitution des centrales à gaz en cas de besoin.
Le projet de loi prévoit que les centrales à houille, lignite et fioul situées dans la réserve stratégique seront activées rapidement sur demande pour suppléer les centrales à gaz. Les centrales de réserve sont prêtes à fonctionner, mais sont en marge du marché de l´électricité, de sorte qu´il n´y a pas d´émissions de CO2 supplémentaires sauf en cas de besoin. La réactivation de la réserve, limitée dans le temps jusqu´au 31 mars 2024, n´aurait lieu que si une pénurie de gaz se présente ou menace de se présenter.
Pour cela une ordonnance sera émise afin de pouvoir réduire très rapidement l´utilisation des centrales à gaz en cas de crise et ce, pour une durée maximale de six mois. L´ordonnance tient compte du fait que certaines centrales à gaz fournissent non seulement de l´électricité, mais aussi du chauffage urbain. Les centrales à cogénération faisant intervenir le gaz naturel ne peuvent produire de l´électricité que s´il n’existe pas d´alternative pour le chauffage urbain.
Ainsi, les centrales à houille dont la fermeture définitive a été prévue en 2022 et 2023 (2,1 GW en 2022 et 0,5 GW en 2023) resteront en réserve stratégique jusqu’au 31 mars 2024. A cela s´ajoutent les centrales qui sont déjà en réserve et qui ne fonctionnent pas au gaz naturel. Il s´agit d´une dizaine de centrales à houille (4,3 GW au total) et de six centrales au fioul (1,6 GW au total)
Les 5 centrales à lignite (1,9 GW au total), qui se trouvent actuellement encore dans la réserve ultime, feront également partie de l´augmentation de la réserve stratégique et pourraient être réactivées à court terme sur ordonnance ministérielle en cas de besoin.
Au total, l´Allemagne disposerait alors d´une capacité supplémentaire pouvant atteindre 10 GW, dans une situation critique d´approvisionnement en gaz pour la production d´électricité.
Selon le gouvernement, l´objectif de sortir du charbon d´ici 2030 « dans l´idéal » et les objectifs ambitieux en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre restent inchangés.
Réactivation immédiate des centrales de réserve face aux baisses de livraison de Gazprom
En réaction aux annonces récentes de plusieurs baisses de livraison de gaz par Gazprom, l´réactivation de la réserve stratégique sera effectuée immédiatement après le feu vert des instances législatives au projet de loi prévu le 8 juillet 2022, cf. communiqué de presse du 19.06.2022 /7/. Selon le Ministre de l´Économie et de la Protection du Climat, Robert Habeck : « la sécurité de l´approvisionnement en gaz est garantie mais la situation est sérieuse. La consommation de gaz doit baisser, sinon ce sera vraiment juste en hiver ».
La situation actuelle nécessite des mesures d´urgence. Les exploitants des centrales de réserve doivent se préparer à démarrer leurs installations « de sorte que tout soit opérationnel le plus rapidement possible », selon Habeck. Cela permettra de réduire substantiellement la consommation de gaz pour la production d´électricité.
Clap de fin pour le nucléaire malgré la menace d´une pénurie de gaz ?
Les trois dernières centrales nucléaires (Emsland, Neckarwestheim unité 2 et Isar unité 2) d´une puissance totale nette de 4055 MW encore en service seront arrêtées définitivement fin 2022.
Une évaluation menée par le ministère de l´Économie et de la Protection du Climat et le ministère de l´Environnement en mars 2022 a conclu que le maintien en activité du parc nucléaire restant ne seraitpas recommandé à ce stade et qu´il serait trop tard pour réactiver les centrales nucléaires déjà fermées fin 2021 (/3/, /4/).
Dans l´exposé des motifs du projet de loi sur la mise à disposition de centrales électriques de remplacement, adopté le 8 juin 2022, le refus de prolongation du nucléaire est confirmé : suite à une évaluation des avantages et des risques, la prolongation des trois dernières centrales nucléaires encore en service n´est pas recommandée pour des raisons de sécurité d´approvisionnement ou d´économie de gaz, même au vu de la situation actuelle tendue.
Selon Christian Hirte, député chrétien-démocrate de Thuringe de l´opposition au parlement fédéral, « en cas de pénurie de gaz, la poursuite de l´exploitation des centrales nucléaires encore en service est nécessaire et dans l´intérêt national » /5/. Malgré l´avis favorable manifeste des citoyens pour une prolongation du nucléaire, le Ministre de l´Économie et de la Protection du Climat, Robert Habeck, maintient son refus, sans doute uniquement pour ne pas trop froisser les fondamentalistes de son propre parti des Verts. Il donne la préférence à des centrales fortes émettrices de CO2 plutôt que de miser – du moins temporairement – sur l´énergie nucléaire, bas carbone et bon marché.
Le chef des Libéraux Christian Lindner souhaite lui aussi un débat « sans préjugés » sur le nucléaire. Ses partenaires de la coalition « feu tricolore » voient les choses différemment. Selon son collègue Robert Habeck, « il n’y a plus grand-chose à dire sur l´énergie nucléaire. Ce n´est pas une voie que l´Allemagne continuera à poursuivre ». Le chancelier Olaf Scholz (Sociaux-démocrates) lui aussi s´est prononcé contre la poursuite de l´exploitation des centrales nucléaires /6/.
Compte tenu de la réduction de l´approvisionnement en gaz russe, les inquiétudes grandissent quant au passage de l´hiver 2022/23. Le ministère de l´Économie et de la Protection du Climat a annoncé le 17.07.2022 un « nouveau test de résistance » pour la sécurité de l´approvisionnement en électricité /9/. La question de la poursuite éventuelle de l´exploitation des centrales nucléaires serait également réévaluée à la lumière des résultats de cette étude. Le débat sur la poursuite de l´exploitation des centrales nucléaires devrait se poursuivre encore plusieurs semaines.
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La transition énergétique allemande a du plomb dans l´aile mais nonobstant les ambitions politiques augmentent : critiqué par la Cour Constitutionnelle, le gouvernement relève l´objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre à 65% d´ici 2030 par rapport à 1990 et avance la neutralité carbone à 2045. Or jusqu´à maintenant, au-delà des déclarations de principe, les stratégies efficaces ont souvent fait défaut.
Les émissions allemandes sont en hausse par rapport à 2020 et la part des énergies renouvelables dans le mix électrique baisse pour la première fois de manière significative. La production d´électricité à partir des centrales à charbon atteint à nouveau un niveau record mais le gouvernement maintient son calendrier de sortie du nucléaire.
A l´occasion de la présentation d´un premier bilan le 11 janvier 2022 /22/, Robert Habeck, codirigeant du parti des Verts, Vice-Chancelier et Ministre Fédéral de l´Économie et de la Protection du Climat, constate un retard considérable quant à l´atteinte des objectifs climatiques dans tous les secteurs. Les objectifs climatiques pour 2022 et 2023 sont déjà considérés inatteignables et les mesures actuellement engagées sont largement insuffisantes. Tout sera mis en œuvre pour atteindre les objectifs de 2030 définis dans le contrat de coalition du nouveau gouvernement /20/. C´est pour cela il faut tripler le rythme de réduction des émissions et faire nettement plus en moins de temps. Il est prévu de faire voter des mesures d´urgence courant 2022, afin qu´elles entrent en vigueur début 2023.
Selon les données statistiques, les résultats énergétiques 2021 se résument comme suit :
Après une année 2020 atypique du fait de la crise sanitaire, la reprise économique s´est traduite par un rebond de la consommation d´énergie primaire d´environ 3% par rapport à 2020 mais reste inférieure au niveau de 2019. Les énergies fossiles (pétrole, gaz naturel, houille et lignite) représentent plus des trois quarts de la consommation énergétique ;
La consommation d´électricité augmente de 3,3% et se rapproche de son niveau d´avant-crise sanitaire. Cette hausse est imputable à la reprise économique et à des températures globalement plus fraîches que l´année précédente ;
La production électrique des centrales conventionnelles progresse de presque 10%. Les centrales à charbon (lignite/houille) ont dépassé l´éolien (terrestre et maritime) et sont à nouveau la première source de production électrique ;
La production d´électricité renouvelable accuse une baisse de 5,3% par rapport à 2020 notamment en raison d´une forte baisse de la production éolienne. En conséquence, la part des énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité marque un recul à 42,1 % (2020 : 45,9%) ;
La lenteur du développement des énergies renouvelables, notamment de l´éolien, met en péril l´objectif du nouveau gouvernement de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité d´ici 2030 ;
Le solde exportateur s´élève à environ 19 TWh, soit au même niveau qu´en 2020 ;
Les émissions de gaz à effet de serre augmentent d´environ 4,5% (~ 33 MtCO2éq) par rapport à 2020 pour atteindre 762 MtCO2éq. Les émissions ont chuté de 38,7% depuis 1990, mais l´Allemagne s´est éloignée de l´objectif de réduction de 65% d´ici 2030.
Les projets phares du tournant énergétique allemand en 2021 :
Taxe carbone sur les émissions des produits combustibles non couverts par le Système Européen d´Échange de Quotas d´Émissions ;
Avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables (EEG 2021) visant une part des énergies renouvelables de 65% à la consommation brute d´électricité d´ici 2030 ;
Avenant à la Loi sur la Protection du Climat pour un durcissement de l´objectif climatique (neutralité carbone en 2045) ;
Contrat de coalition du nouveau gouvernement visant entre autres une part des énergies renouvelables de 80% à la consommation brute d´électricité et 50% de la chaleur produite de manière climatiquement neutre d´ici 2030 ;
Arrêt de 3 centrales nucléaires et 6 centrales à charbon fin 2021
Consommation énergétique
Selon AG Energiebilanzen /1/, la consommation d´énergie primaire atteint 3407 TWh (293 Mtep) en 2021, cela correspond à une augmentation de 3,1 % (~ 103 TWh) par rapport à l´année précédente (2020 : 3304 TWh ou 284 Mtep). L´augmentation de la consommation énergétique a été entièrement assurée par des énergies conventionnelles. La contribution des énergies renouvelables a légèrement baissé par rapport à 2020.
La hausse de la consommation énergétique s´explique par la reprise économique et des températures plus fraiches par rapport à 2020. Corrigée de l´aléa météorologique la consommation énergétique augmente seulement de 0,6% selon /1/.
Toutefois, la consommation énergétique est encore inférieure au niveau d´avant la crise sanitaire. Le développement énergétique et économique en Allemagne continue d´être influencé par les effets de la pandémie.
Les énergies fossiles continuent de représenter plus des trois quarts de la consommation énergétique. Le pétrole reste l´énergie fossile la plus importante en 2021 suivi par le gaz naturel.
Néanmoins, la consommation des produits pétroliers a connu une réduction de 3,1% par rapport à 2020. Le recul de la part du pétrole dans la consommation d´énergie primaire à 32,3% (2020 : 34,4 %) s´explique en partie par la crise sanitaire et en partie par des effets de réduction de stocks compte tenu de la hausse du prix du combustible.
La consommation de gaz naturel a augmenté d´environ 5% par rapport à 2020. La part du gaz naturel dans la consommation d´énergie primaire augmente donc légèrement à 26,8% (2020 : 26,4%). Cause principale : les températures globalement plus fraiches au premier semestre et en conséquent une augmentation de la consommation de gaz pour la production de l´électricité et pour le chauffage. La forte hausse du prix du gaz au second semestre a entraîné un basculement vers d´autres sources d´énergie, comme la houille sur le marché de l´électricité. Malgré tout, le gaz naturel reste, après le fioul, la principale source d´énergie pour le chauffage en Allemagne.
Le charbon (couple lignite/houille) atteint une part totale de presque 18% de la consommation d´énergie primaire.
La consommation de lignite a augmenté de 17,7 % par rapport à 2020, mais reste environ 3% inférieure à 2019 et suit donc la tendance baissière à long terme. Le lignite atteint une part de 9,2% (2020 : 8,1%) de la consommation d´énergie primaire.
La consommation de la houille a augmenté de 16,5 % en 2021. L´utilisation de la houille dans les centrales électriques, ce qui représente environ la moitié de sa consommation totale, a augmenté de presque un quart. La demande de houille de l´industrie sidérurgique a augmenté de 12%. Comme pour le lignite, cette évolution a été favorisée par la hausse des prix des autres sources d´énergie ainsi que par la baisse de la production renouvelable. La houille atteint une part de 8,5% (2020 : 7,5%) de la consommation d´énergie primaire.
Soutenue par une consommation d´électricité plus élevée et une baisse de la production renouvelable, la production du nucléaire a augmenté de 7,4% et atteint une part de 6,1% (2020 : 5,9%) de la consommation d´énergie primaire.
Figure 1 : consommation d´énergie primaire selon /1/
La part des énergies renouvelables à la consommation d´énergie primaire a légèrement diminué à 15,9% (2020 : 16,5%). Cause principale une météo défavorable pour l´éolien et une consommation énergétique plus élevée en 2021 par rapport à 2020.
Consommation et production d´électricité
La consommation d´électricité représente environ un quart de la consommation brute d´énergie finale en Allemagne. Le secteur électrique a été influencé en 2021 par des facteurs assez divers :
Restrictions de la vie économique et publique dues à la crise sanitaire de la Covid -19 au début de l´année ;
Températures globalement plus froides au premier semestre ;
Forte baisse de la production éolienne du fait de conditions météorologiques défavorables ;
Reprise de l´activité économique aux 2e et 3e trimestres ;
Hausse significative du prix de gros sur le marché de l´électricité et de la tonne de CO2 sur le marché européen au cours du second semestre 2021.
La consommation intérieure brute d´électricité a été marquée à la fois par des températures relativement fraiches au premier semestre et par des effets de rattrapage conjoncturel. En 2021, elle a augmenté de 3,3% pour atteindre environ 565 TWh (2020 : 547 TWh), soit presque le niveau de 2019 (567 TWh). Le plus grand consommateur d´électricité a été l´industrie, avec une part d´environ 45 %, les ménages ont consommé environ un quart.
Sous l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables serait entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation intérieur brute baisse à 42,1 % contre 45,9% en 2020 selon BDEW/4/. Conformément aux prescriptions du gouvernement fédéral, il s´agit du taux déterminant pour la réalisation des objectifs en matière d´énergies renouvelables.
La production brute d´électricité a augmenté de 3,2 % à 586 TWh (2020 : 568 TWh). Le mix de production électrique enregistre en 2021 une hausse des sources conventionnelles de plus de 10%. Leur part dans la production brute est passée à presque 60% en 2021, soit environ 4% de plus par rapport à 2020. Presque 20% de la production nette de l´Allemagne (557 TWh) ont été fournis par des centrales à cogénération (production injectée dans le réseau public, autoconsommation de l´industrie et installations privées), soit environ 108 TWh /3/.
Depuis 1997, la production d´électricité renouvelable n´a cessé d´augmenter /4/. Les années avec des conditions métrologiques défavorables ont été compensées par l´augmentation de leur capacité installée. En revanche, en 2021 la production des énergies renouvelables accuse un recul de 5,3% par rapport à 2020 /3/, /4/. Leur part dans la production brute d´électricité baisse à 40,6% (2020 : 44,2%). En cause notamment la forte baisse de la production éolienne en raison des conditions météorologiques défavorables. En outre, l´ajout de nouvelles capacités a été faible en 2019 et 2020.
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2021 /4/ (données entre parenthèses pour 2020)
Le tableau 1 ci-dessous détaille la production brute pour chaque filière en 2021 par rapport à 2020 pour l´ensemble du secteur de l´électricité, y compris la production destinée à l´autoconsommation de l´industrie, individuelle et collective.
En dépassant l´éolien (terrestre et maritime), le charbon (couple lignite/houille) redevient la première source de production électrique en 2021, en hausse de presque 23% par rapport à 2020 malgré l´augmentation du coût des certificats de CO2 sur le marché européen. Le nucléaire a produit environ 7% de plus qu´en 2020. En revanche, la production des centrales à gaz a reculé de plus de 5%. Par l´effet du « merit order » elles se sont positionnées derrière le charbon suite à la forte augmentation du prix du gaz.
Malgré une forte baisse, l´ éolien (terrestre et maritime) a produit presque la moitié de l´électricité renouvelable sur l´ensemble de l´année. Le photovoltaïque a contribué pour environ un cinquième à la production renouvelable totale. Cette quantité d´électricité comprend non seulement les injections dans le réseau public mais aussi l´autoconsommation.
La production des déchets biogènes est en légère baisse par rapport à l´année précédente tandis que celle de la biomasse stagne.
La production de l´hydroélectricité, qui a une importance limitée outre-Rhin, augmente légèrement en 2021 par rapport à 2020.
Tableau 1 : production et consommation d´électricité 2020 et 2021 selon /4/ (les chiffres de 2021 sont provisoires)
Au cours de la dernière décennie, la production renouvelable a doublé, tandis que la production du couple houille/lignite a reculé de presque 40%. Malgré cela l´année 2021 marque pour la première fois une inversion des tendances : les énergies renouvelables reculent et le charbon (couple houille/lignite) est en hausse (cf. figure 3).
Figure 3 : évolution de la production brute des différentes filières depuis 2010 /4/
L´augmentation de la production renouvelable au cours de la dernière décennie ne cache toutefois pas le fait que la production nette totale bas-carbone (énergies renouvelables et nucléaire) est en baisse depuis 2020.
Les énergies renouvelables n´ont pas été en mesure de suppléer la perte de production résultant de l´arrêt de la centrale nucléaire de Philippsburg 2 fin 2019. Le bilan devrait encore s´aggraver après l´arrêt des centrales nucléaires de Gundremmingen unité C, Grohnde et Brokdorf fin 2021 /5/. Déjà dans le passé l´arrêt de centrales nucléaires a eu un impact négatif sur l´évolution de la production bas-carbone (figure 4).
Figure 4 : évolution de la production nette totale bas-carbone (énergies renouvelables et nucléaires) selon /1/
Après l´arrêt des trois dernières centrales nucléaires fin 2022 et sans qu´une seule tonne de CO2 supplémentaire soit économisée, une augmentation de 25% de la production renouvelable serait nécessaire pour pallier les 65 TWh nets produits par les six centrales nucléaires en 2021.
Puissance installée
Actuellement l´Allemagne exploite deux parcs de production en parallèle pour une pointe de consommation autour de 82 GW.
Le pays disposait fin 2021 d´un parc de production d´environ 225 GW nets hors systèmes de stockage (STEP, batteries etc.) dont ~ 87 GW de moyens pilotables conventionnels et ~138 GW d´installations renouvelables.
Compte tenu des centrales arrêtées fin 2021 et des centrales en réserve stratégique, environ 73 GW de centrales conventionnelles (y compris les centrales diverses mais hors systèmes de stockage) sont activement sur le marché électrique au début 2022.
Le tableau 2 ci-dessous détaille l´évolution de la puissance totale nette installée du secteur électrique en 2021 et 2020, y compris les centrales de l´industrie servant principalement à l´autoconsommation.
Tableau 2 : Puissance installée en 2020 et 2021 hors du stockage de l´énergie (stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), batteries, etc.) Les chiffres de 2021 sont provisoires
Centrales conventionnelles
Centrales nucléaires
Début 2022 la puissance installée a baissé à 4,055 GW par suite de l´arrêt de trois centrales nucléaires (4,058 GW) le 31.12.2021 /5/.
Centrales à houille
Début 2022 une puissance d´environ 14 GW est activement disponible sur le marché de l´électricité.
Suite aux résultats des deux premiers appels d´offres sur la fermeture anticipée des centrales à houille et centrales à lignite inférieures à 150 MW, environ 5,6 GW ont été fermés ou retirés du marché en 2021 /7/. De plus environ 4,3 GW sont en réserve stratégique en marge du marché de l´électricité. Ces centrales pourraient être activées en cas de besoin.
Centrales à lignite
Début 2022 environ 17 GW sont activement disponibles sur le marché de l´électricité /7/.
Environ 1,8 GW ont été fermés ou retirés du marché en 2021 et environ 1,9 GW sont en marge du marché assurant une réserve ultime pour des situations extrêmes. Ces centrales doivent être opérationnelles dans un délai de 10 jours
Centrales à gaz
Début 2022 environ 27,4 GW sont activement sur le marché de l´électricité /7/. Environ 2,2 GW ont été fermés ou retirés du marché et environ 2,6 GW sont en réserve stratégique ou font partie du mécanisme de capacité.
Centrales au fioul
Début 2022 environ 2,9 GW sont activement sur le marché de l´électricité/7/. Environ 1,6 GW sont actuellement en réserve stratégique et 0,4 GW fermés ou retirés du marché.
Stockage d´énergie
L´Allemagne dispose début 2022 d´une capacité de stockage totale d´environ 10,4 GW/7/.
Les STEP (Stations de Transfert d´Énergie par Pompage) ont une capacité nette totale de 9,8 GW y compris les installations au Luxembourg et en Autriche qui injectent de l´électricité directement dans le réseau allemand et la capacité des batteries est estimée à environ 0,6 GW/7/.
Outre la capacité de stockage (GW), la quantité d´électricité stockée (GWh) est un paramètre important, car la capacité de puissance seule ne fournit pas d´informations sur la durée pendant laquelle cette capacité peut être mobilisée. Il convient de faire la distinction entre la quantité de stockage théorique et la quantité réelle. En effet, de nombreux systèmes de stockage par batterie ne sont pas entièrement déchargeables en mode de fonctionnement normal. Ces données ne sont malheureusement pas suffisamment connues.
La durée de fonctionnement à pleine charge des stations de pompage-turbinage est également limitée dans le temps en fonction du niveau de remplissage lorsqu´elles sont appelées. La quantité d´énergie stockée maximale actuellement disponible des STEP connectées au réseau allemand correspond à environ 40 GWh par cycle de charge.
Il n´est donc guère possible d´en tirer une conclusion étayée sur la disponibilité des capacités de stockage en cas de besoin /2/.
Energies renouvelables
La capacité installée des énergies renouvelables a augmenté de près de 7 GW, soit un peu plus de 5% par rapport à 2020, pour passer à 137,7 GW (cf. tableau 2). Toutefois, la capacité ajoutée en 2019 et 2020 a été faible et le développement doit être fortement redynamisé pour atteindre les objectifs climatiques à l´horizon de 2030 /28/.
Photovoltaïque
Environ 5 GWc (~ 9%) ont été ajoutés, portant la capacité nette totale installée à 58,7 GWc fin 2021. C´est la première fois depuis 2012 que la capacité photovoltaïque ajoutée atteint les 5 GW. Seule la période 2010 – 2012 a connu un ajout annuel plus élevé.
Éolien terrestre
La capacité installée des éoliennes terrestres a augmenté de près de 1,7 GW en 2021, soit environ 3% pour atteindre un total d´environ 56,1 GW. La tendance de développement est certes positive par rapport à 2020 qui a été très faible avec un ajout de seulement 1,2 GW. Mais la construction annuelle de nouvelles éoliennes reste toujours nettement inférieure à celle des années 2014 – 2017.
Éolien en mer
Aucune nouvelle éolienne n´a été ajoutée en 2021. La puissance totale s´élève à 7,8 GW fin 2021.
Hydroélectricité/Biomasse/Déchets biogènes
La capacité installée a peu évolué par rapport à 2020.
Relation entre puissance installée et production réalisée
La puissance nette installée des énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) représente plus de la moitié de la puissance totale installée en Allemagne fin 2021. Cependant, la contribution de l´éolien et du photovoltaïque à la production nette d´électricité – lissée sur l´année – a été inférieure à 30% (voir figure 5). Cela correspond à un facteur de charge moyen [1] d´environ 15%, sans toutefois apporter une contribution durable à la sécurité d´approvisionnement car la production est très fluctuante au cours de l´année.
Figure 5 : puissance nette installée et production nette en pourcentage en 2021 (hors STEP) selon /3/
A titre de comparaison, le nucléaire allemand, qui, avec 8,1 GW nets, représente environ 3,6% de la puissance installée en 2021, a produit 11,7 % nets de l´électricité. Cela correspond à un facteur de charge moyen d´environ 92%.
Faits marquants des énergies renouvelables intermittentes en 2021
Les résultats des énergies renouvelables démontrent les limites de la conversion aux sources renouvelables intermittentes.
Outre de nombreux épisodes de faible production éolienne et photovoltaïque au cours de l´année, une forte variabilité inter-saisonnière et interannuelle des sources renouvelables intermittentes a été à nouveau mise en évidence en 2021.
Normalement l´automne et l´hiver sont les périodes les plus venteuses. En revanche, le premier trimestre 2021 a connu une période assez peu venteuse (voir figure 6). La production éolienne terrestre a baissé de 13% par rapport à l´année précédente. La production éolienne en mer a été en baisse de 11% par rapport à 2020. En cause l´absence de tempêtes hivernales.
Figure 6 : fluctuation mensuelle de la production éolienne en 2021 et variation en pourcentage par rapport à 2020 /3/
Le photovoltaïque a produit 4,9 % de plus que l´année précédente. Selon le service météorologique allemand, la durée d´ensoleillement a été avec 1 650 heures au-dessus de la moyenne, mais inférieure aux 1 901 heures de 2020 /12/.
Notamment janvier 2021 a été marqué par la pluie et le manque de soleil (voir figure 7). La production était nettement inférieure par rapport à janvier 2020 (- 42,4 %). En revanche, en juin (+ 28,7%) et en octobre (+ 53,8%) la production photovoltaïque a été la plus élevée jamais enregistrée pendant ces mois-ci.
La production hydroélectrique s´est accrue de 3,7 % par rapport à 2020 en raison de fortes précipitations durant les mois d´été /4/.
Figure 7 : fluctuation mensuelle de la production photovoltaïque et hydroélectrique en 2021 et variation en pourcentage par rapport à 2020 /3/
Échanges transfrontaliers d´électricité
Le solde des exportations d´électricité de l´Allemagne a baissé au cours des dernières années et s´élève selon /1/ à environ 19,3 TWh en 2021 (figure 8).
Les échanges transfrontaliers dépendent non seulement de l´offre et de la demande, mais aussi des prix de l électricité dans les pays voisins. Les prix de gros sur le marché day-ahead de chaque pays sont le résultat de cette interaction.
Depuis novembre 2020, l´échange transfrontalier direct entre l´Allemagne et la Belgique est possible via l´interconnexion ALEGrO /8/. En avril 2021, l´interconnecteur NordLink /9/, qui relie la Norvège avec l´Allemagne, est pleinement entré en fonction.
Figure 8 : solde des échanges transfrontaliers d´électricité en TWh selon /1/ (les chiffres de 2021 sont provisoires)
La structure des échanges physiques entre l´Allemagne et les pays voisins a changé. Les exportations vers la Suisse et la France ont augmenté, les importations ont été plus importantes en provenance de la République tchèque et de l´Autriche. Il convient toutefois de noter qu´en raison de la situation centrale de l´Allemagne en Europe, une certaine partie des flux physiques transfrontaliers sont des flux de transit et des flux en boucle.
Pour un pays donné, le solde total des échanges physiques et contractuels devrait, dans l´idéal, être le même.
Modernisation des réseaux de transport
Le développement des réseaux de transport et de distribution est crucial pour la transition énergétique /10/, /11/.
Les gisements de vent, dans le nord du pays, étant géographiquement distants des grands centres de consommation dans l´ouest et sud industriel, l´épine dorsale est constituée par plusieurs tracés nord – sud en courant continu afin de limiter les congestions.
Le plan actuel du réseau de transport prévoit environ 12.260 km terrestres (nouvelles lignes et renforcement des lignes existantes). Seuls 15,8% (1.934 km) étaient réalisés fin 2021 /10/.
A cela se rajoute la connexion des éoliennes en mer, environ 3650 km à réaliser d´ici 2030.
Le développement des réseaux de distribution est également d´une grande importance pour la mise en œuvre de la transition énergétique. La majorité des installations d´énergies renouvelables décentralisées y est raccordée. De plus, l´électrification des autres secteurs de l´économie conduit à la croissance rapide des nouveaux consommateurs connectés majoritairement au réseau de distribution.
Émissions de gaz à effet de serre
Les émissions de gaz à effet de serre augmentent de 4,5% (~ 33 Mt CO2éq) par rapport à 2020 pour atteindre 762 Mt CO2éq selon Agence Fédérale de l´Environnement /27/. Cela correspond à une réduction de 38,7% versus 1990. L´augmentation des émissions est particulièrement marquée dans le secteur de l´énergie. L´Allemagne prend du retard sur ses ambitions d´une réduction de 65% d´émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 par rapport à 1990.
Le secteur de l´énergie enregistre une hausse des émissions de gaz à effet de serre d´environ 27 Mt CO2éq pour atteindre 247 Mt CO2éq notamment en raison d´une hausse des émissions du secteur électrique.
Les émissions de gaz à effet de serre liées à la production d´électricité sont en 2021 avec ~ 223 Mt CO2éq en forte augmentation par rapport à 2020 (~195 Mt CO2éq), année atypique du fait de la crise sanitaire et des faibles niveaux de consommation. Les causes sont la hausse de consommation d´électricité, la baisse de la production renouvelable et le recours accru aux centrales à charbon en raison de la forte augmentation du prix du gaz. Pour l´année 2021, l´intensité carbone est estimé à 428g CO2éq /kWh /29/.
Pour le secteur de l´énergie n´existent que des objectifs sectoriels pour 2020 et 2022. Malgré la forte augmentation des émissions, ce secteur pourrait encore atteindre son objectif de 2022, soit 257 Mt CO2éq, compte tenu du fait qu´en 2020 les émissions ont été avec 220 Mt CO2éq bien en-dessous de la valeur cible de 280 Mt CO2éq.
Dans le secteur de l´industrie, les émissions ont augmenté d´environ 9 Mt CO2éq, soit 5,5 % par rapport à l´année précédente. Avec environ 181 Mt CO2éq, le secteur se situe juste en dessous de la limite fixée par la loi fédérale sur la protection du climat (182 Mt CO2éq).
En revanche, les objectifs sectoriels fixés pour 2021 n´ont pas été atteints dans les secteurs du bâtiment et des transports.
Pour le secteur du bâtiment c´est la deuxième fois consécutive. Bien que les émissions dans ce secteur aient baissé à 115 Mt CO2éq, soit environ -3,3% par rapport à l´année précédente, l´objectif sectoriel de 113 Mt CO2éq pour 2021 a été légèrement dépassé. La principale raison a été un effet spécial, la nette diminution de l´achat de fioul. Les stocks de fioul ont déjà été largement augmentés en 2019 et 2020 en raison des prix avantageux.
Pour le secteur des transports, malgré des activités économiques encore réduites en 2021 en raison de la crise sanitaire, l´objectif de 145 Mt CO2éq a été avec 148 Mt CO2éq réalisés également manqué de justesse.
L´avenant à la Loi sur la Protection du Climat fixe des objectifs juridiquement contraignants en matière d´émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique.
En cas de non-respect des objectifs climatiques, les ministères compétents doivent présenter un programme d´urgence afin de s´engager le plus rapidement possible sur une voie de réduction pour atteindre les objectifs annuels. Le gouvernement fédéral travaille sur un programme d´urgence pour le climat qui devrait répondre à ces exigences.
La figure 9 montre l´évolution entre 2010 et 2021 des émissions allemandes de gaz à effet de serre contenues dans le « panier de Kyoto » en millions de tonnes de CO2éq par an et les objectifs de 2030 selon l´avenant à la Loi sur la Protection du Climat (source des valeurs est l´Agence Fédérale de l´Environnement /26/, /27/).
Figure 9 : évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an (hors secteur des terres et forêts – UTCATF) et objectifs
Pour atteindre les objectifs de 2030, il faut désormais réduire les émissions de 6% par an. Depuis 2010, la réduction moyenne n´a même pas atteint 2% par an /27/.
En l´absence de nouvelles mesures de protection du climat, conjuguée à l´arrêt de trois centrales nucléaires (environ 4 GW de capacité bas carbone) fin 2021 (voir plus loin), l´espérance d´une réduction des émissions en 2022 s´amenuise.
Evolution des prix de gros de l´électricité
La forte hausse des prix des énergies fossiles a secoué les marchés de l´énergie en 2021 /2/.
Le gaz naturel a connu un tel renchérissement que le charbon est devenu plus avantageux, bien que le prix de la tonne de CO2 sur le marché européen ait battu de nouveaux records.
Si 2020 avait été marqué par une moyenne annuelle du prix du marché journalier de l´électricité de 30,47 €/MWh dans la zone Allemagne/Luxembourg, celle-ci a triplé en 2021 (voir tableau 3) en passant à 96,85 €/MWh /12/, /13/. Le prix de gros a marqué un record depuis 2000, date du début des échanges boursiers d´électricité en Allemagne.
Tableau 3 : sélection des prix de gros day-ahead pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg /12/
Le prix de gros le plus élevé de l´année a été enregistré le mardi 21 décembre entre 17h et 18h avec 620,00 €/MWh. Une consommation d´électricité élevée de 66,5 GW a coïncidé avec une production renouvelable de seulement 8,8 GW.
Le prix de gros le plus bas a été enregistré le samedi 22 mai entre 14h et 15h avec – 69,00 €/MWh. Dans cette plage horaire, la production renouvelable a été très élevée, couvrant presque 98% de la consommation totale.
Pendant environ 30% des jours de l´année, le prix de gros sur le marché day-ahead a été négocié à plus de 100 €/MWh.
Bien que le volume négocié sur les bourses ne représente qu´une fraction du volume total des échanges commerciaux, les marchés day-ahead de l´EPEX SPOT pour une livraison d´électricité le jour suivant sont considérés comme un indicateur des prix. Une fourchette de prix de -500 €/MWh à 3 000 €/MWh est définie pour le négoce day-ahead /14 /.
La figure 10 montre la moyenne du prix day-ahead par mois calculée à partir des 24 prix horaires d´une journée pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg.
Figure 10 : prix sur le marché day-ahead de l´EPEX SPOT (moyenne par mois de 2019 à 2021) pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg /15/
L´année 2021 a été marquée par une évolution des prix de gros sans précédent. Le prix de gros sur le marché day-ahead a plus que quadruplé en passant de 52,81 €/MWh en janvier à 221,06 €/MWh en décembre. La raison en était l´augmentation du prix du gaz naturel et l´utilisation accrue de centrales à charbon. Cela a entrainé un accroissement de la demande de certificats d´émission de CO2 suivi d´une forte hausse du prix de la tonne de CO2 sur le marché européen.
Toutefois les résultats des échanges sur le marché à terme qui donnent une indication de l´évolution future des prix de gros laissent présumer une baisse des prix à partir d´avril 2022.
Episodes de prix négatifs au marché spot
Depuis plusieurs années le marché de gros en Allemagne est confronté à des épisodes de prix négatifs. Dans ces situations, les vendeurs payent les acheteurs, ce qui constitue une situation de marché singulière. Ces situations apparaissent en particulier en cas d´abondance de production d´électricité d´origine renouvelable mais de faible demande, situations au cours desquelles certains moyens de production classiques ne peuvent pas fonctionner en deçà d´un minimum technique.
Depuis 2015 les épisodes de prix négatifs sont bien plus fréquents et marqués. En 2020 le nombre de pas horaires de prix négatifs a battu un record avec 298. En revanche en 2021 le nombre de pas horaires a diminué de plus de la moitié à 139 /12/, /13/. La figure 11 montre les pas horaires mensuels avec des prix négatifs négociés sur le marché day-ahead.
Figure 11 : pas horaires par mois avec des prix négatifs sur le marché de gros /10/, /13/
La réglementation en vigueur depuis 2017 prévoit la suspension de la rémunération si le prix de gros affiche une valeur négative pendant au moins six heures sans interruption pour les éoliennes > 3 MW et les autres installations d´énergies renouvelables > 500 kW mises en service à partir de 2016. Dans ce cas les exploitants ne recevront plus le complément de rémunération rétroactivement à partir de la première heure de prix négatif.
La règle des 6 heures s´est appliquée pour 80 pas horaires avec des prix négatifs en 2021 contre 192 pas horaires en 2020.
Dans le cadre de l´avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables, entré en vigueur début 2021 (EEG 2021, voir plus bas), la suspension de la rémunération des nouvelles installations d´énergies renouvelables > 500 kW intervient si le prix de gros affiche une valeur négative pendant au moins quatre heures sans interruption. Il s´agit d´un durcissement de la réglementation de 2017 qui reste toutefois en vigueur pour les installations mises en service avant 2021. En 2021, la règle des 4 heures s´est appliquée pour 117 pas horaires avec des prix de gros négatifs.
Selon le bureau d´études FfE (Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH) la valeur du marché des prix négatifs est évaluée à environ 504 M€ pour la période de 2017 à 2020 /16/ soit environ 126 M€ par an. Ce montant est dérisoire par rapport au montant annuel global d´électricité négocié à la bourse.
Projets phares du tournant énergétique en 2021
Les projets phares du tournant énergétique allemand en 2021 étaient :
Taxe carbone
La taxe carbone sur les émissions des produits combustibles non couverts par le Système Européen d´Échange de Quotas d´Émissions est entrée en vigueur début 2021 /17/. Le prix initial à partir de 2021 a été fixé à 25 Euros par tonne de CO2. La taxe est censée augmenter régulièrement pour donner un signal prix, incitant à réduire l´usage des énergies fossiles. En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 55 à 65 Euros par tonne de CO2.
Les recettes de la taxe carbone seront réinvesties dans des mesures de protection du climat ou restituées aux citoyens à titre de compensation (par exemple allègement de la charge de soutien des énergies renouvelables).
Avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables (EEG 2021)
L´avenant, entré en vigueur début 2021 /18/ vise l´objectif d´une part des énergies renouvelables de 65% à la consommation brute d´électricité d´ici 2030 en tablant sur une consommation brute de 580 TWh. La loi prévoit une trajectoire de développement de la puissance installée jusqu´en 2030, soit 71 GW pour l´éolien terrestre, 20 GW pour l éolien en mer, 100 GW pour le photovoltaïque et 8,4 GW pour la biomasse. Dans ce contexte, la loi fixe, de manière contraignante, la feuille de route pour y parvenir.
Avenant à la Loi sur la Protection du Climat
Critiquée par sa Cour Constitutionnelle, le gouvernement sortant a durci considérablement ses objectifs climatiques. Le gouvernement compte atteindre la neutralité carbone en 2045, soit cinq ans plus tôt que prévu par l´Union européenne. L´avenant à la Loi sur la Protection du Climat est entré en vigueur fin août 2021 /19/.
Comme étape intermédiaire une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 65% d´ici 2030 par rapport à 1990 est visée, contre 55% auparavant. Jusqu´à 2030, la Loi fixe des objectifs juridiquement contraignants en matière d´émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique. La part la plus importante des réductions supplémentaires sera supportée par le secteur énergétique et celui de l´industrie.
La définition de mesures concrètes a été laissée au nouveau gouvernement formé après les élections fédérales en septembre 2021.
Contrat de coalition du nouveau gouvernement
Le nouveau gouvernement allemand, formé par les Sociaux-démocrates, les Verts et les Libéraux a pris ses fonctions le 8 décembre 2021. Le contrat de coalition de 177 pages décrit les grandes lignes de la politique commune en matière de climat et énergie /20/.
Le nouveau gouvernement plaide pour une « économie socio-écologique de marché » et fait la part belle à la lutte contre le changement climatique. Il est prévu de créer un ensemble de règles pour mettre l´Allemagne sur la voie de +1,5 °C, selon le préambule du contrat de coalition.
En supprimant les obstacles au développement des énergies renouvelables, un nouveau rythme sera apporté à la transition énergétique. Une part de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité est maintenant visée d´ici 2030 contre 65% par le gouvernement sortant (voir EEG 2021 plus haut). Suite à l´électrification accrue des autres secteurs de l´économie, le nouveau gouvernement table sur une consommation brute de 680 à 750 TWh d´ici 2030. Le gouvernement sortant visait encore sur une consommation brute d´électricité de 580 TWh en 2030 (voir plus haut).
D´ici 2030, il est prévu d´augmenter la capacité du photovoltaïque à 200 GW avec obligation d´installation solaire pour les nouveaux bâtiments professionnels et celle des éoliennes en mer à 30 GW. Le nouveau gouvernement vise 40 GW d´ici 2035 et au moins 70 GW d´éoliennes en mer d´ici 2045. Aucune valeur cible n´est fixée pour les éoliennes terrestres dans le contrat de coalition. Une surface totale de l´Allemagne de 2 % sera requise pour les éoliennes terrestres. Sur cette base, il est possible de déterminer un corridor qui se situe entre 100 et 130 GW de puissance installée en 2030.
Confirmant l´arrêt des dernières centrales nucléaires d´ici 2022, le nouveau gouvernement souhaite aussi accélérer la sortie du charbon, actuellement prévue pour 2038, et l´avancer à 2030 « dans l´idéal ».
Dans le secteur de la chaleur un objectif de 50% de chaleur produite de manière climatiquement neutre est visé d´ici 2030. Pour avancer la décarbonation des transports le contrat de coalition prévoit 15 millions de voitures électriques et un million de bornes de recharge publiques à l´horizon 2030. Seuls les véhicules dits “zéro émission” seront autorisés à la vente à partir de 2035.
Les mesures actuellement engagées sont largement insuffisantes. Le nouveau gouvernement a l´intention de mettre en place un programme d´urgence pour la protection du climat avec des lois et mesures concrètes en 2022.
Arrêt de 3 centrales nucléaires et 6 centrales à charbon fin 2021
Conformément à la loi de sortie du nucléaire de 2011 trois centrales nucléaires ont été arrêtées définitivement le 31 décembre 2021 /21/. Il s´agit des centrales de Gundremmingen unité C, Grohnde et Brokdorf. L´Allemagne perd ainsi 4058 MW nets de moyens pilotables bas carbone. Les trois dernières centrales nucléaires (Emsland, Neckarwestheim unité 2 et Isar unité 2) d´une puissance totale nette de 4055 MW seront arrêtées fin 2022.
Dans le cadre de la loi sur l´arrêt définitif du charbon, six centrales ont été arrêtées en décembre 2021. Trois centrales à lignite d´une puissance totale de 910 MW sont concernées. Il s´agit des centrales Niederaußem unité C (295 MW), Neurath unité B (294 MW) et Weisweiler unité E (321 MW). Ces trois unités ont chacune fonctionné pendant plus de 49 ans /6/.
Suite aux résultats du deuxième appel d´offres sur la fermeture anticipée des centrales à houille et centrales à lignite inférieures à 150 MW, trois offres ont été retenues pour un volume de 1514 MW /24/. Il s´agit des centrales Mehrum (690 MW), Wilhelmshaven (757 MW) et Deuben (67 MW). Ces centrales ne seront plus autorisées à brûler de la houille ou du lignite à partir du 8 décembre 2021. Les centrales de Mehrum et de Wilhelmshaven sont en service depuis 1979 et 1976. La centrale de Deuben a été connectée au réseau en 1936.
La centrale de Mehrum a été mise en réserve stratégique suite à son classement « importance systémique » /12/.
Début 2021 le premier appel d´offres a entrainé l´arrêt ou retrait du marché d´environ 4,8 GW /23/. Les gestionnaires avaient identifié une « importance systémique » aux centrales Heyden unité 4 de l´exploitant Uniper (puissance électrique 875 MW), Walsum unité 9 de l´exploitant Steag (puissance électrique 370 MW) et Westfalen unité E de l´exploitant RWE (puissance électrique 764 MW).
L´Agence Fédérale des Réseaux a accepté le classement en « importance systémique » des centrales Heyden 4 et Westfalen E /25/. Les deux centrales seront converties en déphaseur rotatif et pourront ainsi contribuer à la stabilité du réseau à l´avenir par la fourniture ou absorption de puissance réactive. Le fonctionnement en tant que déphaseur ne nécessite plus de bruler du charbon dans la centrale.
Tandis que la conversion de la centrale de Westfalen E doit se faire rapidement, la conversion de la centrale de Heyden 4 ne pourra avoir lieu qu´à partir d´octobre 2022 pour des raisons de planification. D´ici là elle a été mise en réserve stratégique afin de suppléer en cas de besoin à la perte de puissance réactive suite à la fermeture de la centrale nucléaire de Grohnde et ainsi éviter des états critiques sur le réseau au début des périodes prolongées de vent faible au printemps 2022.
1) Le facteur de charge est le rapport entre l’énergie électrique effectivement produite par une unité de production sur une période donnée et l’énergie qu’elle aurait produite si elle avait fonctionné à sa puissance maximale durant la même période.
Le charbon est avec 27% à nouveau la première source de production électrique lors des trois premiers trimestres 2021. En parallèle, la production éolienne est en recul par rapport à la même période de l´année précédente, passant de 23% à 19%. Déjà au premier semestre 2021 le charbon était le principal contributeur à la production d´électricité.
Les énergies renouvelables ont produit 43% au cours des trois premiers trimestres 2021 contre 46% en 2020. Leur part à la consommation brute est avec 43% en baisse par rapport à la même période de 2020 (48%).
Source : RWE – parc solaire flottant
Ceci est le résultat des calculs préliminaires du Centre de Recherche sur l´Énergie solaire et l´Hydrogène de Bade-Wurtemberg (ZSW) et de la Fédération des Industries de l´Énergie et de l´Eau (BDEW) /1/.
La figure 1 montre la production brute aux 3 premiers trimestres 2020 et 2021.
Figure 1 : Production brute d´électricité aux 3 premiers trimestres 2020 et 2021 et part des énergies renouvelables /1/
Les énergies renouvelables ont produit 43% dans les trois premiers trimestres 2021. Au cours de la même période de l´année 2020, leur part dans la production brute d´électricité était de 46%.
Notamment la production éolienne a connu avec 19% une baisse sensible au cours des trois premiers trimestres de 2021 contre 23% en 2020. Cela s’explique par le fait que l´année en cours a été nettement moins venteuse que l´année précédente. En juin, les éoliennes terrestres n´ont produit que 3,4 TWh, soit la production mensuelle la plus basse depuis août 2015. Le même mois, on a toutefois observé un pic de production d´électricité à partir du photovoltaïque. Grâce à un ensoleillement important et au développement continu des installations photovoltaïques, 7,8 TWh ont été produits en juin 2021. Ce sont 11% de plus que le précédent mois le plus fort, juin 2019, avec 7 TWh. Pour le reste de l´année, la production d´électricité à partir du photovoltaïque s´est située à un niveau moyen.
La part élevée des énergies renouvelables en 2020 a été influencée par les conditions météorologiques très favorables et une consommation d´électricité nettement inférieure au niveau habituel lors du premier confinement en raison de la pandémie /2/. Comme la contribution des énergies renouvelables est calculée en tant que part de la consommation d´électricité, la consommation plus forte en 2021 entraîne à elle seule une réduction de leur part en pourcentage.
Entre 2010 et 2020 la part des énergies renouvelables dans la production brute d´électricité a été multipliée par un facteur de 2,4 tandis que la part de la houille et du lignite a reculé de presque la moitié à environ 24% /3/.
Suite au durcissement des objectifs climatiques /4/, l´exploitation du charbon est au cœur des discussions de formation d´une nouvelle coalition après les élections fédérales du 26 septembre. Si la sortie définitive du charbon, toujours officiellement prévue pour 2038, devait être avancée à 2030 comme le laissent penser certaines déclarations politiques, les chiffres des trois premiers trimestres 2021 ne vont pas dans le bon sens.
Selon les estimations d´Agora Energiewende /5/ les émissions totales de gaz à effet de serre de l´Allemagne augmenteraient en 2021 d´environ 50 Mt CO2éq par rapport à l´année précédente. Il s’agit de la plus forte augmentation depuis 1990. Cela signifierait que l´Allemagne retomberait au-dessous de son objectif climatique de 2020 (moins 40% d´émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990).
Au cours du 1er semestre 2021, la production brute d´électricité s´est élevée à environ 292 TWh – en hausse de presque 5% par rapport à la même période de l´année précédente (1er semestre 2020 : 279 TWh). Environ 122 TWh ont été produits à partir des énergies renouvelables, soit environ 10% moins qu´au premier semestre 2020 (environ 136 TWh).
La consommation brute d´électricité a été d’environ 285 TWh (1er semestre 2020 : 271 TWh), soit une augmentation de 5,5%. La part des énergies renouvelables à la consommation brute est avec 43% en baisse par rapport au premier semestre 2020 (51 %) tandis que la part de production à partir des centrales conventionnelles est avec 57% en forte hausse (1er semestre 2020 : 49%). Ce fait a provoqué une augmentation des émissions de CO2 de plus de 6%.
En matière d´échanges commerciaux l´Allemagne était exportatrice nette.
Source : Bundesnetzagentur/SMARD
Ceci est le résultat des calculs préliminaires du Centre de Recherche sur l´Énergie solaire et l´Hydrogène de Bade-Wurtemberg (ZSW) et de la Fédération des Industries de l´Énergie et de l´Eau (BDEW) /1/.
Les conditions météorologiques défavorables en sont la principale raison. Alors que des records ont été établis au cours du premier semestre de 2020 quant à la production d´électricité à partir du photovoltaïque et l´éolien terrestre, cette année, le premier trimestre en particulier, a été inhabituellement peu venteux /2/ et d´un ensoleillement faible. Au deuxième trimestre les conditions météorologiques étaient plus favorables.
Au total, environ 122 TWh ont été produits à partir des énergies renouvelables /6/, soit environ 10% moins qu´au premier semestre 2020 (environ 136 TWh). Avec environ 47 TWh, l´éolien terrestre a été le plus grand producteur d´électricité renouvelable. Le photovoltaïque a fourni 28 TWh, suivi de la biomasse (environ 23 TWh) et l´éolien marin (environ 12 TWh). La production hydraulique s´élève à 10 TWh. Le reste a été produit par les déchets biogènes et l´énergie géothermique.
170 TWh ont été produits à partir des centrales thermiques à flamme et du nucléaire contre 142 TWh au cours de la même période de l´année dernière. Le nucléaire a produit 34 TWh bruts en 2021, environ 7% de plus qu´au premier semestre 2020 (31,8 TWh) selon /1/.
La figure 1 montre la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité aux premiers semestres 2020 et 2021.
Figure 1 : part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité aux premiers semestres 2020 et 2021/1/
Les chiffres en 2021 des énergies renouvelables n´ont été non seulement influencés par les conditions météorologiques défavorables mais également par la consommation d´électricité plus élevée par rapport au printemps 2020 lors du premier confinement en raison de la pandémie. Comme la contribution des énergies renouvelables est calculée en tant que part de la consommation d´électricité, une consommation plus forte entraîne à elle seule une réduction de leur part en pourcentage.
La forte hausse de production de l´électricité provenant de sources d´énergie fossiles, et en particulier à partir de centrales à houille (+ 50%) et lignite (+ 38%) selon /3/, a provoqué une augmentation des émissions de CO2 de 6,3 % au cours du premier semestre 2021 selon les calculs d´AG Energiebilanzen /4/.
Selon les estimations d´Agora Energiewende /7/ les émissions totales de gaz à effet de serre de l´Allemagne augmenteraient en 2021 d´environ 50 Mt CO2éq par rapport à l´année précédente. Cela signifierait une réduction de 37 % par rapport à 1990. L´objectif climatique de 2020 (- 40% vs. 1990) ne serait donc pas atteint en 2021.
Hausse des prix spot
Avec 54,96 €/MWh, le prix spot moyen constaté sur le marché journalier au cours du premier semestre de cette année a plus que doublé par rapport à celui de l´année précédente (23,42 €/MWh).
L´augmentation des prix spot est principalement due à la hausse de la consommation d´électricité. En outre, le prix européen de la tonne de CO2 a considérablement augmenté depuis le début de l´année. Cela vaut également pour les prix spot du pétrole brut et du gaz naturel. La hausse des prix des certificats de CO2 et des combustibles augmente les coûts marginaux de l´électricité produite à partir d´énergie fossiles. Cela se traduit par des prix spot plus élevés, en particulier pendant les périodes où la production à partir des énergies renouvelables est faible.
Tableau : prix spot constatés sur le marché journalier (Phelix-Day-Base) selon /3/
En revanche, le nombre de pas horaires avec des prix négatifs a fortement baissé par rapport au premier semestre 2020.
La comparaison du prix moyen allemand avec ceux des pays voisins montre une tendance similaire dans l´évolution des prix spot.
A titre d´exemple, les prix spot moyens constatés sur le marché journalier en France ont augmenté de 119,3% par rapport à la même période de l´année précédente, soit 58,48 €/MWh au premier semestre 2021 contre 25,71 €/MWh en 2020 selon /3/.
Echanges commerciaux
Comme l´année précédente, l´Allemagne a un solde d´exportation d´électricité positif au cours du premier semestre 2021 /3/. Le solde net a atteint 8,2 TWh, soit une augmentation de 13,9% par rapport à 2020 (7,2 TWh). Le moment où l´électricité est importée ou exportée dépend non seulement de l´offre et de la demande dans le pays concerné, mais aussi des prix de l´électricité des pays voisins.
Développement des énergies renouvelables
L´atteinte des objectifs climatiques ambitieux fixés par la loi sur la protection du climat nécessiterait le doublement de la capacité actuelle des énergies renouvelables en une décennie et par conséquent une augmentation considérable de leur rythme de développement dans les prochaines années /5/ .
Cependant, l´ajout de nouvelles capacités d´énergie renouvelable présente depuis un certain temps des tendances différenciées, en fonction de la filière /6/.
Figure 2 : ajout des capacités photovoltaïques depuis 2015
Alors que l´ajout net de nouvelles capacités photovoltaïques a été supérieur à deux gigawatt par semestre depuis le début 2020 (voir figure 2), l´ajout net de capacités éoliennes est resté à un faible niveau depuis mi-2018 (voir figures 3 et 4).
Figure 3 : ajout des capacités d´éoliennes terrestres depuis 2015Figure 4 : ajout des capacités d´éoliennes maritimes depuis 2015
Au premier semestre 2021, on constate une augmentation modérée de la capacité éolienne terrestre par rapport à la même période de l´année précédente. Toutefois, l´ajout de nouvelles capacités éoliennes reste nettement inférieur au développement de 2015 à mi-2018.
Actuellement, aucun parc éolien maritime n´est sur le point d´être achevé. Avant 2022 au plus tôt, il ne devrait pas y avoir de nouvelles éoliennes maritimes connectées au réseau.
/4/ AGEB (2021) Communiqué de presse Nr. 03/2021 du 03.08.2021: Energieverbrauch und Energiemix verändern sich durch Pandemie und Wetter, en ligne : https://www.ag-energiebilanzen.de/
/6/ Umweltbundesamt (2021), AGEE-Stat : Monatsbericht PLUS mit ergänzenden Informationen zur quartalsweisen Entwicklung der ERNEUERBAREN ENERGIEN in den Sektoren Strom, Wärme und Verkehr, 2. Quartal 2021, Stand 7.7.2021, en ligne : agee-stat_monatsbericht_plus_2021-q2_final
Au cours du premier trimestre 2020, les énergies renouvelables ont couvert pour la première fois environ 52 % de la consommation intérieure brute d’électricité en Allemagne grâce à une combinaison d’effets spéciaux /1/. Le « record de production d´éolien » de février a été suivi par un nombre élevé d’heures d’ensoleillement en mars. En outre, la consommation d’électricité a diminué avec 148 TWh d’un point par rapport à la même période de l’année dernière (151 TWh) suite à une économie atone et un déclin de l´activité industrielle au cours de la dernière semaine de mars en raison de l´épidémie du coronavirus.
La production brute d’électricité (voir figure) a atteint les 158 TWh, soit une baisse de près de 7 % par rapport à la même période l’année dernière (1er trimestre 2019 : 169 TWh).
Figure : production brute d´électricité au 1er trimestre 2020 selon /1/ (données entre parenthèses pour le 1er trimestre 2019)
La priorité accordée aux énergies renouvelables et les fermetures de centrales conventionnelles fin 2019 ont permis aux énergies renouvelables d´atteindre une part de presque 49% à la production brute au 1er trimestre 2020 (~ 40 % au 1er trimestre 2019). Au total, environ 77 TWh ont été produits à partir des énergies renouvelables (1er trimestre 2019 : 67,1 TWh). Près de 43 TWh provenaient de l’éolien terrestre, plus de 11 TWh de la biomasse, 9 TWh de l’éolien offshore, 7 TWh du photovoltaïque et 5 TWh de l’hydroélectricité. Le reste provenait des déchets biogènes et l’énergie géothermique.
Environ 81 TWh ont été produits à partir de sources conventionnelles, soit une baisse de 20% par rapport à la même période de l´année précédente (101,9 TWh). Outre les effets spéciaux décrits ci-dessus, le fait que la centrale nucléaire de Philippsburg 2 d’une capacité de 1400 MW a été arrêtée définitivement fin 2019 /2/ et que des centrales au lignite d’une capacité de 760 MW ont été transférées en réserve de sécurité, c´est-à-dire ne participent plus au marché, ont conduit à la baisse de production.
Compte tenu de ces effets spéciaux, il est toutefois trop tôt de faire une prévision pour l’année 2020 d’autant plus que le premier trimestre affiche régulièrement une part d’énergie renouvelable plus élevé en raison des conditions météorologiques.
Selon les données statistiques, les résultats énergétiques 2019 se résument comme suit :
La consommation énergétique (énergie primaire) baisse de 2,1 % par rapport à 2018 et de 2,4 % corrigée des aléas climatiques
la production brute d´électricité s´élève à ~ 604 TWh, environ 5% inférieure par rapport à 2018 (~ 636 TWh), la consommation nationale brute d´électricité recule à 569 TWh (2018 : 584 TWh)
la part des filières renouvelables passe à 40% (~ 242 TWh) de la production brute, leur capacité totale installée atteint les 124 GW
la part des énergies fossiles (houille, lignite, gaz, pétrole et divers) dans la production brute s´élève à ~ 48% (~ 287 TWh), soit moins 15% par rapport à 2018 (~ 336TWh)
la production du nucléaire se maintient avec ~ 75 TWh presque au niveau de 2018 La tranche 2 (puissance électrique nette de 1402 MW) de la centrale nucléaire de Philippsburg a été arrêtée définitivement fin 2019 conformément à la loi atomique
Le solde exportateur est avec ~ 35 TWh en fort recul par rapport à 2018 (~ 51 TWh)
les émissions de gaz à effet de serre baissent de 6,3 % par rapport à 2018 à environ 805 Mt CO2éq, ce qui correspond à une baisse de 35,7% par rapport à 1990
Consommation énergétique
Selon AG Energiebilanzen /1/, la consommation d´énergie primaire recule à 12.832 PJ (306 Mtep), soit moins 2,1 % par rapport à l´année précédente (2018 : 13.102 PJ). La baisse de la consommation énergétique corrigée des aléas climatiques s´élève à 2,4 %. L´objectif de 2020 s´élève à 11 504 PJ (275 Mtep).
La baisse de la consommation est entre autres due à des améliorations de l’efficacité, une réorientation du mix énergétique et à une baisse conjoncturelle de la consommation d’énergie dans l’industrie. La consommation a été stimulée par les conditions météorologiques un peu plus fraîches et l’augmentation de la population. Toutefois, les facteurs d’augmentation étaient globalement nettement plus faibles que les facteurs de réduction de la consommation.
Les parts des différentes sources d’énergie dans le mix énergétique national ont évolué en 2019 par rapport à l’année précédente en faveur des énergies renouvelables et du gaz naturel. Les produits pétroliers ont également augmenté leur part. En revanche, des baisses importantes ont été enregistrées pour la houille et le lignite. Néanmoins plus de 78% de la consommation d’énergie primaire sont couverts par des combustibles fossiles. Les énergies renouvelables ont augmenté leur contribution à presque 15% et l’énergie nucléaire reste presque constante à 6,4 %.
Figure 1 : Consommation d´énergie primaire /1/
Production et consommation d´électricité
Selon BDEW /3/ la production brute d’électricité est avec ~ 604 TWh, moins 5% par rapport à 2018 (~ 636 TWh). La production nette s´élève à ~ 574 TWh en 2019.
La consommation intérieure brute recule à 568,8 TWh, moins 2,7% par rapport à 2018 (584,4 TWh).
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2019 (données entre parenthèses pour 2018)
Le tableau ci-dessous détaille l´évolution de la production brute d´électricité pour chaque filière en 2019 par rapport à 2018.
Tableau : Production et consommation d´électricité 2018 et 2019 selon /3/
La production des centrales au lignite a sensiblement diminué en raison de la sortie du marché et mise en « réserve de sécurité » des unités supplémentaires, de la réduction de la production dans la mine à ciel ouvert de Hambach, d’un nombre plus élevé d´arrêts de tranche par rapport à l’année précédente et de l’augmentation de la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables selon /1/.
La production d’électricité à partir de la houille a diminué de presque un tiers. L’augmentation du prix de la tonne de CO2 dans le système européen d’échange de quotas d’émission a affecté les coûts marginaux des centrales à charbon/lignite. De plus le faible prix du gaz naturel a fait en sorte que les centrales au charbon ont été de plus en plus remplacées par des centrales au gaz moins émettrices en CO2. La production d’électricité à partir de gaz naturel a augmenté d´environ 10 points.
L’énergie nucléaire a enregistré un léger recul de la production d’environ 1 point par rapport à l’année précédente.
La part des énergies renouvelables à la production brute a dépassé les 40% notamment grâce à la progression de l’énergie éolienne. Sous l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables est entièrement consommée en Allemagne et seule l´électricité produite à base de centrales conventionnelles est exportée, la part des énergies renouvelables à la consommation brute d´électricité a atteint 42,5 %. La part élevée des énergies renouvelables a également été favorisée par une réduction significative de la consommation d’électricité. La consommation nationale était en 2019 au plus bas niveau des 20 dernières années. Les raisons ont été déjà évoquées plus haut au paragraphe « Consommation énergétique ».
Pour la première fois, la part des énergies bas carbone (énergies renouvelable et nucléaire) a dépassé les 50% dans le mix d´électricité en Allemagne. Mais ce ne sera pas pour longtemps, car la sortie définitive du nucléaire est programmée d´ici fin 2022. Même si d´ici là on arrivait à suppléer par des renouvelables à la production d´environ 75 TWh nucléaire bas carbone restante, on ne serait pas plus avancé au niveau de la réduction des émissions CO2 dans le secteur électrique.
Contrairement aux idées reçues, la production à base de charbon et lignite est en baisse continue depuis 2015 et a été dépassée largement par les énergies renouvelables en 2019 (voir figure 3).
Figure 3 : Evolution de la production brute des différentes filières depuis 2009 /3/
Puissance installée
L’Allemagne exploite deux parcs de production en parallèle pour une pointe de consommation autour de 82 GW.
L’Allemagne disposait fin 2019 d´un parc de production d´environ 224 GW dont 100 GW de centrales conventionnelles et 124 GW d´énergies renouvelables selon /4/ et /6/.
Selon /4/ et/17/, la puissance installée des énergies renouvelables a augmenté d´environ 6 GW à 124 GW en 2019. Le parc d´énergies renouvelables intermittentes atteint maintenant les 110 GW (voir figure 4). L´augmentation de la capacité d´éolien terrestre est avec environ 1 GW en 2019 une des plus faibles de l’histoire du développement de l’énergie éolienne terrestre. A titre de comparaison, entre 2009 et 2018 l’augmentation annuelle moyenne de la capacité a été de 3,1 GW. Pour plus d´information voir /14/ et /17/.
Le parc conventionnel est en recul d´environ 3 GW /6/ en raison de l´arrêt des centrales thermiques à flamme (1,1 GW houille et 0,5 GW gaz) et de la tranche 2 de Philippsburg (1,4 GW) qui a été arrêtée le soir du 31.12.2019.
Figure 4 : Puissance installée en 2018 et 2019 selon /4/, /6/ et /17/
Il faut toutefois noter qu´environ 86 GW (STEP inclus) du parc conventionnel opèrent actuellement sur le marché de l’électricité /6/. Environ 4,6 GW (centrales à houille, au gaz et au fioul) sont provisoirement fermés et environ 9,6 GW (centrales à lignite, à houille et au gaz) constituent une réserve stratégique appelée soit « réserve de sécurité » soit « réserve de soutien du réseau », fonctionnant uniquement en situation exceptionnelle. La figure 5 montre les capacités du parc conventionnel hors marché.
L’agence fédérale des réseaux fixe chaque année le besoin de réserve de soutien du réseau pour des situations d´approvisionnement difficile en hiver. Au cours de l´hiver 2020/2021, la capacité des centrales de réserve sera de 6,6 GW minimum et restera au même niveau que les dernières années /21/. Le facteur décisif pour la demande d´une réserve est la trop lente modernisation des réseaux et notamment des tracés nord – sud en courant continu.
De plus, 8 tranches au lignite d´une capacité totale de 2,7 GW constituent une réserve de sécurité jusqu´à leur déclassement définitif, prévu en 2023. Ces centrales assurent une réserve ultime. En cas de besoin, les centrales doivent être opérationnelles dans un délai de 10 jours.
Figure 5 : Parc conventionnel hors marché au 1er avril 2020 /6/
Échanges transfrontaliers d’électricité
En 2019, le solde exportateur est avec ~ 35 TWh en baisse (2018 : ~ 51 TWh). Au total l´Allemagne a exporté 74,5 TWh et importé 39,6 TWh /2/, /3/. Pour un pays donné, le solde total des échanges physiques et contractuels devrait être le même dans l’idéal.
Cette baisse du solde exportateur s’explique notamment par la réduction de la compétitivité des centrales à charbon et lignite allemandes par rapport aux centrales à gaz en Allemagne et à l’étranger en raison de la hausse du prix de la tonne de CO2 et de la baisse du prix de gaz en Europe.
Figure 6 : Solde des échanges commerciaux en TWh
Au niveau des échanges physiques, le solde exportateur est en 2019 avec 13,1 TWh en faveur de la France selon /22/. Cela s´explique entre autres par le fait qu´une partie de l´électricité exportée par la France vers la Suisse et l´Italie transite par l´Allemagne.
Au niveau des échanges commerciaux, la France importe toujours plus (14,0 TWh) qu´elle n´exporte (11,5 TWh) vers l´Allemagne, soit un solde exportateur de 2,5 TWh en faveur de l´Allemagne selon /22/.
La figure 7 montre les échanges commerciaux mensuels de l´Allemagne avec les pays voisins ainsi qu´entre la France et l´Allemagne en 2019. L´Allemagne importe plus d´électricité de la France qu´elle n´en exporte entre mai et septembre, et exporte plus vers la France qu´elle importe le reste du temps.
Figure 7 : échanges commerciaux mensuels de l´Allemagne avec les pays voisins ainsi qu´entre la France et l´Allemagne en 2019 (source : SMARD.de, Agence fédérale des Réseaux)
Émissions de gaz à effet de serre
Selon l´agence fédérale de l´environnement (UBA – Umweltbundesamt) /19/, les émissions de gaz à effet de serre sont en recul d´environ 53 Mt CO2éq par rapport à 2018.
La réduction est presque exclusivement attribuable au secteur électrique (- 50 Mt CO2éq selon /9/) suite à l´augmentation de la production d’électricité à partir des énergies renouvelables et au recul simultané de la production à base de charbon/lignite en faveur des centrales à gaz moins émettrices en CO2. La raison est, outre la baisse du prix du gaz sur le marché mondial, l’augmentation du prix de la tonne de CO2 dans le système d’échange de quotas d’émission de l’UE. De plus l’augmentation de la production d’électricité à partir des énergies renouvelables et la diminution de la consommation d’électricité ont contribué à une baisse de production des centrales à combustible fossile dans la logique du « merit order ». Avec les émissions de 219 Mt CO2 on obtient un contenu carbone moyen du secteur électrique allemand d´environ 0,4 kg CO2/kWh en 2019 selon /9/.
En revanche aucune baisse des émissions n’est observée dans les secteurs des transports et du bâtiment. Les émissions dans le secteur du bâtiment ont même augmenté de 5 Mt CO2éq (plus 4,4 %) par rapport à l’année précédente.
La figure 8 montre l´évolution des émissions allemandes de gaz à effet de serre contenus dans le «panier de Kyoto» en millions de tonnes de CO2éq par an (données 1990 à 2019 selon /19/, estimation des émissions de la production d´électricité selon /9/). Le «panier de Kyoto» comprend les gaz à effet de serre suivants: le dioxyde de carbone (CO2), le méthane (CH4), l’oxyde nitreux (N2O) et les gaz dits fluorés (hydrofluorocarbones, hydrocarbures perfluorés, triflourure d’azote (NF3) et hexafluorure de soufre – SF6).
Figure 8 : Évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2éq par an
Les émissions de gaz à effet de serre étaient en 2019 donc de 35,7 % inférieures au niveau de 1990. Malgré cela, l´objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40 % d’ici 2020 par rapport à 1990 nécessiterait en 2020 encore une baisse de 56 Mt CO2éq par rapport à 2019.
D’après des informations du think tank Agora Energiewende, cet objectif pourrait être atteint et même dépassé sous l’effet de la crise sanitaire du Coronavirus et de l’hiver particulièrement doux et venteux /20/.
Evolution des prix de l´électricité
La hausse du prix du CO2 européen a également influencé l’évolution des prix spot pour les années suivantes. Fin 2019, l’électricité a été négociée à 43 €/MWh pour l´année 2020 et jusqu’à 50 €/MWh pour les livraisons d’électricité pour les années suivantes /4/.
La hausse des prix de gros de l’électricité sera renforcée par une nouvelle augmentation de la charge de soutien aux énergies renouvelables électriques (EEG-Umlage) de 5,5% à 67,56 €/MWh en 2020 (2019 : 64,05 €/MWh), voir /7 /.
Le prix du KWh payé par les ménages allemands est le plus élevé d’Europe. Les taxes et prélèvements représentent 53 % du prix /15/. Au premier semestre 2019, le ménage allemand « moyen » avec une consommation située entre 2500 kWh et 5000 kWh a payé 30,88 €ct/kWh contre 17,65 €ct/kWh en France selon Eurostat /8/.
Les prix de l’électricité pour les ménages augmenteront d’environ 3% en 2020 en raison de l’évolution du prix décrite ci-dessus, et dépasseront en moyenne sensiblement la barre des 31 €/MWh selon /4/.
Avec l´introduction d´un prix carbone en 2021 dans les secteurs transports et chaleur/refroidissement, le gouvernement a promis une baisse de la taxe de soutien aux énergies renouvelables (EEG-Umlage). Le principe : si les recettes provenant du prix carbone augmentent, le prix de l’électricité sera davantage réduit /11/.
Evolution des prix négatifs au marché spot
Depuis leur introduction à la bourse EPEX Spot en 2008, on observe des prix négatifs au marché spot. En Allemagne des prix négatifs sont principalement observés lorsque les énergies renouvelables fatales (éolien et solaire) couvrent une part importante de la consommation. Le nombre de pas horaires avec des prix négatifs en Allemagne a fortement augmenté en 2019 (voir figure 9). Sur le marché EPEX-Spot-Day-Ahead, un total de 211 heures a été enregistré avec des prix négatifs, ce qui représente environ 2,4% de toutes les heures négociées en 2019 selon /18/. La plupart des prix négatifs ont été observés sur une période d’au moins six heures consécutives (123 sur 211 heures au total).
Figure 9 : Bilan des heures avec prix de l’électricité négatifs 2012 à 2019 /4/, /18/
La valeur moyenne des prix négatifs de l’électricité s´élevait à -17,3 €/MWh et la valeur record à – 90 €/MWh en 2019. Bien que le nombre d’heures ait augmenté par rapport à l’année précédente, les prix négatifs ne représentent toujours qu’une faible part du total des transactions d’électricité à la bourse.
La hausse du nombre d’heures avec des prix négatifs montre que le réseau électrique entre, avec une part d’énergie renouvelable de plus de 40 %, dans une phase où la flexibilité du système électrique devient de plus en plus nécessaire.
Pour que les prix négatifs soient moins fréquents à l’avenir, la production (par exemple grâce à des centrales conventionnelles plus flexibles ou en découplant la production d’électricité de la production de chaleur dans les centrales de cogénération) et la demande (par exemple grâce aux options de power-to-heat et au développement des capacités de stockage de l’électricité) doivent s’adapter encore mieux aux fluctuations des énergies renouvelables.
Modernisation des réseaux de transport
L´actuelle programmation fédérale de développement des réseaux de transport estime que 7644 km sont prioritaires /10/. L´épine dorsale est constituée par des tracés nord – sud en courant continu d´une longueur totale d´environ 2100 km.
Or la construction des lignes est lente. Outre les contraintes administratives, l’installation de nouvelles lignes se heurte aux refus des riverains et des associations de protection de la nature. Les autorités ont pris la décision de la mise en souterrain du réseau électrique pour une grande partie, sans parvenir à calmer toutes les résistances. Environ 16% (1242 km) des lignes THT sont réalisés à la fin du troisième trimestre 2019 /10/.
Une commission gouvernementale, appelée « Commission Charbon » a émis en janvier 2019 un rapport avec des propositions pour atteindre les objectifs en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre d´ici 2030 /5/.
Elle préconise entre autres une sortie progressive des centrales à charbon et au lignite d´ici 2038, avec deux étapes intermédiaires : réduire d´ici 2022 la capacité des centrales sur le réseau à 30 GW (15 GW de lignite et 15 GW de houille), à 17 GW en 2030 (9 GW de lignite et 8 GW de houille) et à zéro GW au plus tard à la fin 2038.
L’objectif du gouvernement fédéral était de mettre en œuvre par voie législative les recommandations de la Commission Charbon d’ici fin 2019. Mais l´adoption de la loi sur la sortie du charbon (Kohleausstiegsgesetz) a été reportée à 2020. Le calendrier initial n´a pas pu être respecté en raison de la grande complexité de la loi et des négociations en cours avec les exploitants sur les dédommagements pour l’arrêt de leurs centrales à charbon/lignite.
Adoption du programme de protection du climat 2030 (Klimaschutzprogramm 2030) et de la loi fédérale de protection du climat (Bundes – Klimaschutzgesetz)
Le gouvernement allemand a adopté en octobre 2019 le programme de protection du climat 2030 (Klimaschutzprogramm 2030) et le projet de loi fédérale de protection du climat (Bundes-Klimaschutzgesetz).
Après examen par le Parlement et le Bundesrat, la chambre haute du Parlement, la loi fédérale de protection du climat a été adopté définitivement juste avant Noël 2019. Elle est entrée en vigueur le 18.12.2019 /11 /.
La nouvelle loi a pour objectif d´atteindre la neutralité carbone de l’Allemagne d’ici 2050 et une réduction de 55 % des émissions de gaz à effet de serre d’ici 2030 par rapport à 1990 comme étape intermédiaire. Pour y arriver la loi fixe des objectifs juridiquement contraignants en matière d’émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique à l´horizon de 2030.
Adoption d´un prix carbonedans les secteurs des transports et de chauffage/refroidissement
Un compromis a été également trouvé au sujet de la loi sur l’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre (Brennstoffemissionshandelsgesetz) entrée en vigueur en décembre 2019 /11/. Il s´agit de l´instauration d´un système national de certificats d’émissions, c´est à dire un « prix carbone » pour les émissions de CO2 dans les secteurs des transports et de chauffage/refroidissement non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émission.
Initialement prévu à 10 Euros par tonne, ce prix de l’émission de CO2 sera finalement fixé à 25 Euros à partir du 1er janvier 2021. Il s´agit du principal changement demandé par le Bundesrat. Le prix de ces émissions de CO2 augmentera ensuite de 5 Euros par an en 2022 et 2023 puis de 10 Euros par an et passera donc à 55 Euros en 2025. En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 55 Euros à 65 Euros par tonne de CO2. Le gouvernement fédéral lancera une modification de la loi au printemps 2020.
Arrêt définitif de la tranche 2 de la centrale nucléaire de Phillipsburg
Selon les dispositions de la loi atomique de 2011, la deuxième tranche (réacteur à eau sous pression d’une puissance électrique nette de 1402 MW) de la centrale nucléaire de Philippsburg, en Bade-Wurtemberg, a été définitivement arrêtée fin 2019 après 35 ans de fonctionnement /12/. Six tranches d´une puissance électrique totale nette de 8107 MW sont encore en service. Selon la loi atomique, 3 tranches d´une puissance électrique totale nette de 4058 MW seront arrêtées définitivement fin 2021 et les 3 tranches restantes au plus tard fin 2022.
Compte tenu du retard sur le développement du réseau, cette situation sera un challenge pour la sécurité du réseau, notamment du Sud de l´Allemagne, où réside une partie importante de l’industrie et donc de la consommation électrique.
L´agence fédérale des réseaux a approuvé la construction de 1200 MW de capacité de soutien de réseau répartie sur 4 régions en Allemagne du sud /16/ afin d´assurer la sécurité du système électrique dans la période allant de l´arrêt du nucléaire à la mise à disposition des nouvelles lignes. Les appels d’offres sont mis en œuvre par les gestionnaires de réseaux de transport et sont « technologiquement neutres ». Il est possible de faire appel à des installations conventionnelles de production, telles que des centrales à gaz, qu´à des charges interruptibles et à des installations de stockage. La mise en service des installations est prévue à partir d´octobre 2022. Elles seront maintenues en fonctionnement pendant dix ans et financées par le tarif d´utilisation du réseau.
Selon une étude du centre allemand pour l’aéronautique et l’astronautique et de l´université de Stuttgart /13/, l’approvisionnement en électricité en Allemagne serait assuré jusqu´en 2025. Mais pour les situations critiques, le sud de l’Allemagne sera tributaire de la fourniture d´électricité par le nord de l’Allemagne ou par les pays voisins. Cette étude n’a toutefois pas vérifié si les pays voisins pourraient fournir à l’Allemagne du sud l´électricité manquante.
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