Le paysage énergétique allemand en 2018

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Selon les statistiques provisoires /1/,/2/,/3/ et /5/, l’évolution énergétique en Allemagne sur 2018 se caractérise comme suit :

  • La consommation énergétique (énergie primaire) a baissé de 5% par rapport à 2017.
  • la production brute d´électricité s´élève à ~ 649 TWh, légèrement inférieure par rapport à 2017 (~ 654 TWh), la consommation d´électricité se maintient au niveau de 2017 (~ 599 TWh)
  • la part des filières renouvelables augmente de deux points à 35% de la production brute, leur capacité installée atteint 120 GW
  • la part de production à base des énergies fossiles (fioul, gaz, charbon et lignite) est en recul, la production du nucléaire se maintient au niveau de 2017 (~ 76 TWh )
  • Le solde exportateur est avec 50 TWh en léger recul par rapport à 2017 (55 TWh)
  • Les émissions de gaz à effet de serre sont en recul d´au moins 6%

Bien que les données citées en référence soient encore provisoires, elles permettent de faire une première constatation du paysage énergétique allemand en 2018

Consommation énergétique

Selon les calculs préliminaires /1/, la consommation d´énergie primaire a baissé de 5 % par rapport à l´année précédente à 308,1 Mtep (2017 : 324,3 Mtep) grâce à une réduction de la consommation d´énergies fossiles (fioul, gaz, charbon et lignite).

La baisse de la consommation d´énergie primaire s’explique par la hausse des prix des produits pétroliers, les températures particulièrement douces observées durant toute l’année et une amélioration de l’efficacité énergétique. De plus, les effets haussiers de la consommation énergétique tels que l´économie et la croissance démographique ont été négligeables.

Malgré le recul des énergies fossiles, elles couvrent presque 80 % de la consommation d´énergie primaire du pays, l’énergie nucléaire représente 6,4 % et les énergies renouvelables 14,0 % (voir figure 1).

fig 1energie primaire
Figure 1 : Consommation d´énergie primaire

Néanmoins, l´objectif de la transition énergétique de réduire la consommation d´énergie primaire à 271 Mtep d´ici 2020 (- 20% par rapport à 2008) ne sera très vraisemblablement pas atteint. Selon /6/ une réduction d´environ 11% d´ici 2020 parait vraisemblable.

Production et consommation d´électricité

Selon /2/, la production brute d’électricité allemande est avec 648,9 TWh en léger recul par rapport à 2017 (653,7 TWh). La consommation brute intérieure se maintient avec 598,9 TWh pratiquement au même niveau qu´en 2017 (598,7 TWh)

Les filières renouvelables progressent de presque 6 % à 228,7 TWh (2017 : 216,3 TWh) pour représenter 35,2 % (2017 : 33,1 %) de la production brute (voir figure 2) dont une très forte part de sources intermittentes (éolien et photovoltaïque).

Sous l´hypothèse que l´électricité produite à base d´énergies renouvelables est entièrement affectée à la consommation brute (599 TWh), leur part dépasse les 38% (2017 : 36,1%).

En citant une communication de Fraunhofer ISE /13/, la presse allemande affirme que la part des énergies renouvelables aurait été 40,4 % en 2018. En effet, si l´on utilise comme base de calcul la production nette injectée dans le réseau public (542,5 TWh) tout en supprimant l´autoproduction de l´industrie (environ 10 % de la production totale) et les pertes de réseau, on arrive à ce résultat. Cela revient à surévaluer systématiquement la part des énergies renouvelables en mettant leur production en rapport avec seulement une partie de la production totale /14/.

Le gouvernement allemand ne s´appuie pas sur les calculs de Fraunhofer ISE mais utilise comme objectif la part des énergies renouvelables à la consommation brute nationale.

Ce faisant, on utilise l´hypothèse que l´électricité produite à base d´énergies renouvelables est entièrement consommée en Allemagne et seule l´électricité produite à base de centrales conventionnelles est exportée. De facto, cela ne correspond pas à la réalité et donne l’impression d´une part des énergies renouvelables supérieure à la réalité.

L´objectif 2020 du gouvernement d´une part de 35% à la consommation brute étant déjà dépassé, le nouvel objectif est maintenant une part de 65 % d´ici 2030 nécessiterait encore une accélération du développement des énergies renouvelables /5/ .

fig 2 production electricite 2018
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2018 /1/

L´éolien terrestre apporte la plus grande contribution à la production brute avec 93,9 TWh,  représentant soit une augmentation d’environ 6,8 % par rapport à 2017 (87,9 TWh). Les bioénergies (biomasse, déchets) venant en second lieu avec 52 TWh (2017 : 51 TWh). Le photovoltaïque arrive à 46,3 TWh (2017 : 39,4 TWh) et connait avec 17,5% la croissance la plus forte. L´éolien offshore augmente de 9,6 % à 19,4 TWh (2017 : 17,7 TWh). Seule l´hydroélectricité, 16,9 TWh (2017 : 20,2 TWh), est en baisse de 16% pour cause de sécheresse persistante en 2018.

Le lignite se maintient avec 146,0 TWh presque au même niveau qu´en 2017 (148,4 TWh), en revanche la production à base de charbon marque une forte baisse (-11,3%) à 83 TWh ( 2017 : 93,6 TWh) notamment à cause de la hausse du prix du CO2 européen (prix 2018 : 15 €/t CO2 en moyen). La récente réforme du système d’échange de quotas d’émissions (ETS) semble montrer le premier effet.

L’électricité allemande reste très dépendante des combustibles fossiles (lignite, charbon, gaz et fioul) qui produisent pas loin de la moitié de l´électricité (voir tableau).

tabeau 2017_2018_1
Tableau : Production brute d´électricité [TWh] selon AG Energiebilanzen /2/
Mais contrairement aux idées reçues, la production à base de charbon et lignite est en baisse continue depuis plusieurs années et rattrapée par les énergies renouvelables en 2018 (voir figure 3).

fig 3 evolution production electricite 2009-2018
Figure 3 : Evolution de la production brute des différentes filières depuis 2009 /1/

Le nucléaire se maintient avec ∼ 76 TWh au même niveau qu´en 2017 grâce à une disponibilité accrue ayant compensé l´arrêt définitif de la tranche B (1344 MWe) de la centrale nucléaire de Gundremmingen fin 2017. La production à base de gaz est avec 83 TWh en léger recul  (2017 : 87 TWh) notamment à cause d´une augmentation du prix d´importation du gaz.

Selon l’objectif de la transition énergétique, les allemands devraient réduire leur consommation d’électricité de 10 % d’ici 2020 par rapport à 2008. Après une baisse considérable lors de la crise économique en 2008/2009, la consommation a dépassé à nouveau les 600 TWh  et stagne depuis autour de cette valeur. Avec seulement – 3 % réalisé fin 2018, l’objectif de 2020 est bien loin (voir figure 4). Selon /6/, une réduction autour de 5% d´ici 2020 pourrait être atteinte.

fig 4 evolution conso electricite 2009-2018
Figure 4 : Evolution de la consommation brute d´électricité depuis 2008

Puissance installée

Selon /3/, la puissance installée des énergies renouvelables a augmenté de plus de 7 GW à 120 GW en 2018, dont 3,8 GW éolien et 3,4 GW photovoltaïque. Le parc d´énergies renouvelables fatales dépasse maintenant les 105 GW

Le parc conventionnel est en léger recul d´environ 2 GW notamment en raison de  l´arrêt définitif de la tranche B (1344 MWe) de la centrale nucléaire de Gundremmingen fin 2017 (voir figure 5)

fig 5 puissance installee 2017_2018_1
Figure 5: Puissance installée en 2017 et 2018

Échanges transfrontaliers d’électricité

En 2018, le solde exportateur est avec 50 TWh en légère baisse (2017 : 55 TWh). Au total l´Allemagne a exporté 81 TWh et importé 31 TWh. Il s´agit des échanges physiques. Le solde est calculé par la différence entre l’énergie exportée et l’énergie importée aux frontières entre le réseau allemand et les pays frontaliers.

fig 6 solde echanges
Figure 6 : Export et import (échanges physiques) en TWh selon /1/

Evolution des prix spot et des prix négatifs

La hausse du prix du CO2 européen et l´augmentation du coût de combustible ont conduit en 2018 à une augmentation significative d´environ 30%  du prix spot sur le marché par rapport à 2017 /3/.

fig 7 prix spot 2011_2018
Figure 7 : Evolution des prix sur le marché spot (EEX) selon /7/ (2011-2017) et /3/ (2018)

Malgré l´augmentation du prix du CO2, les centrales à lignite restent de loin la forme la plus avantageuse de production d´électricité à base de combustible fossile (~ 22 €/MWh contre ~ 37 €/MWh pour une centrale à cycle combiné Gaz récente).

Les prix négatifs ont été introduits pour la première fois en 2008 à la bourse EPEX Spot pour inciter  la «flexibilisation » du système électrique identifiée comme un vecteur majeur de la réussite de la transition énergétique, notamment pour prendre en compte le caractère intermittent des énergies renouvelables. Les prix négatifs sont encore des épisodes relativement rares car il faut la survenue concomitante de  plusieurs facteurs. On observe principalement des prix négatifs lorsque les productions renouvelables fatales (éolien et solaire) couvrent une part importante de la consommation pendant les creux de consommation (nuit, jour férié, week-end…) en raison de capacités de production conventionnelles difficilement modulables.

Depuis 2015 le nombre de pas horaires avec des prix négatifs a fortement augmenté et reste élevé en 2018 (voir figure 8).

fig 8 prix negatif
Figure 8 : nombre de pas horaires (marché Day Ahead) et quarts d´heures (marché Intraday) à la bourse EPEX spot selon /3/

Émissions de gaz à effet de serre

Selon les estimations /1/,/3/ et /11/, les émissions de gaz à effet de serre en 2018 sont  en recul d´au moins 6% (environ 50 Mt CO2éq) par rapport à 2017 principalement grâce à la baisse de la consommation énergétique (voir plus haut). Les émissions pourraient donc à nouveau augmenter en 2019 si la météo est moins clémente qu´en 2018.

Les émissions de la production d´électricité ont baissé d´environ 11 Mt CO2éq. La raison principale est la baisse de la production à base de charbon déjà mentionnée plus haut.

fig 9 emission 2018
Figure 9 : Évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an (données 1990 à 2017 selon /9/, estimation pour 2018 selon /1/, /3/ et /11/)

Néanmoins le mix électrique est encore très carboné, les émissions de CO2 du secteur électrique allemand atteignaient environ 490 gCO2 /kWh en 2017 /9/ soit une production électrique 9 fois plus émettrice qu’en France (53 gCO2/kWh produits selon /10/).

Selon les mesures phares de la transition énergétique, l’Allemagne prévoit de réduire ses émissions de gaz à effet de serre de 40 % d’ici 2020 par rapport à 1990. Cet objectif est hors de portée. Au mieux, une réduction entre 30% et 34 % pourrait être atteinte d´ici 2020 selon /5/. Le problème est notamment que les émissions des secteurs bâtiment, chaleur et refroidissement ainsi que le transport ne baissent pas suffisamment.

Partant de la constatation qu’il n´est plus possible d’atteindre l´objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre, il est prévu de combler l´écart au mieux. Une commission a été mise en place en juin 2018 /8/ qui devait entre autres proposer en décembre 2018 des mesures pour réduire l´écart par rapport à l´objectif 2020, mais leur rapport a pris du retard.

Les émissions du secteur de l´électricité correspondent à un peu moins d´un tiers des émissions totales. La décarbonation du mix électrique nécessiterait la réduction et à terme l’abandon du charbon et lignite pour la production d’électricité.

La tache est difficile, alors que l´Allemagne perd déjà presque 12% de sa production d´électricité bas carbone d´ici fin 2022 avec la sortie du nucléaire. Malgré la baisse continue depuis plusieurs années de sa production, le couple charbon/lignite représente toujours une part de plus de 35%.

L´Allemagne prévoit de presque doubler la part actuelle des énergies renouvelables d´ici 2030 à 65% et mise notamment sur l´éolien et le photovoltaïque. Mais ces énergies fatales ne sont pas en mesure d´assurer à elles seules la sécurité de l´approvisionnement. En l´absence de solutions de stockage massif d´énergie, la variabilité de ces énergies fatales nécessite le maintien en backup des moyens pilotables adaptés aux variations rapides de la production comme les centrales à cycles combinés au gaz et des turbines à combustion et/ou l´ importation accrue d´électricité des pays voisins.  La mutualisation des moyens de secours entre plusieurs pays suppose une politique commune et des règles strictes sur le dimensionnement des moyens pilotables. Mais en dépit d’objectifs communs, chaque État continue de déterminer son propre mix /12/.

La commission citée plus haut a pour mission principale d’élaborer une stratégie, un calendrier et une date de sortie du charbon et lignite. Le rapport final est attendu pour février 2019.

Références

/1/        Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen, communiqué de presse N° 5/2018 du 19.12.2018 : « Energieverbrauch 2018 deutlich gesunken », http://www.ag-energiebilanzen.de/

/2/        Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (14.12.2018) . « Bruttostromerzeugung in Deutschland ab 1990 nach Energieträgern », http://www.ag-energiebilanzen.de/

/3/        Agora Energiewende (2019) : « Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018. Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2019. https://www.agora-energiewende.de/fileadmin2/Projekte/2018/Jahresauswertung_2018/125_Agora-JAW-2018_WEB.pdf

/4/        BMWi : « Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland », 12/2018, https://www.erneuerbare-energien.de/EE/Navigation/DE/Service/Erneuerbare_Energien_in_Zahlen/Zeitreihen/zeitreihen.html

/5/        BDEW , communiqué de presse du 13.12.2018: „Rekord: Erneuerbare decken 38 Prozent des Stromverbrauchs“, https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/rekord-erneuerbare-decken-38-prozent-des-stromverbrauchs/

/6/        Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) : « Wirkung der Maßnahmen der Bundesregierung innerhalb der Zielarchitektur zum Umbau der Energieversorgung » , Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, 13 juillet 2018, https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Studien/wirkung-der-massnahmen-der-bundesregierung-innerhalb-der-zielarchitektur-zum-umbau-der-energieversorgung.pdf?__blob=publicationFile&v=4

/7/        Bundesnetzagentur : Rapport Monitoring 2018, 21.11.2018, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2018/Monitoringbericht_Energie2018.pdf?__blob=publicationFile&v=3

/8/        Le gouvernement allemand crée une commission devant émettre des propositions pour la sortie progressive de la production d’électricité à base de charbon et de lignite, https://allemagne-energies.com/2018/06/12/le-gouvernement-allemand-cree-une-commission-devant-emettre-des-propositions-pour-la-sortie-progressive-de-la-production-delectricite-a-base-de-charbon-et-de-lignite/

/9/        Umweltbundesamt  (UBA), Treibhausgas-Emissionen, https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/treibhausgas-emissionen

/10/      RTE : Bilan électrique français 2017,  bilan-electrique-2017.rte-france.com

/11/      BDEW communiqué de presse du 19.12.2018, « CO2-Emission der Energiewirtschaft sinken 2018 um 11 Millionen Tonnen », https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/co2-emissionen-der-energiewirtschaft-sinken-2018-um-11-millionen-tonnen/

/12/      Dix associations professionnelles du secteur de l’électricité signent un appel commun pour assurer la sécurité d´approvisionnement en Europe, https://allemagne-energies.com/2018/10/10/dix-associations-professionnelles-du-secteur-de-lelectricite-signent-un-appel-commun-pour-assurer-la-securite-dapprovisionnement-en-europe/

/13/      Fraunhofer ISE .  » Öffentliche Nettostromerzeugung in Deutschland 2018: Erneuerbare Energiequellen erreichen über 40 Prozent, 2.1.2019, https://www.ise.fraunhofer.de/de/presse-und-medien/news/2018/nettostromerzeugung-2018.html

/14/      Frankfurter Allgemeine Zeitung (FAZ)  : « Deutscher Ökostromanteil wird systematisch überschätzt » 3.1.2019, https://www.faz.net/aktuell/wirtschaft/deutscher-oekostromanteil-wird-systematisch-ueberschaetzt-15971115.html?service=printPreview

Érosion des moyens de production pilotables dans l´Union Européenne

La fédération allemande des entreprises de l’énergie BDEW a publié en août 2018 une analyse sur l´évolution des moyens de production pilotables en Europe. Le motif de l´étude était l´incertitude du développement du parc thermique en Allemagne (sortie du nucléaire et du charbon) et la circonstance que l´Allemagne pourrait ne plus être en mesure d’assurer la sécurité de l´approvisionnement en électricité sans apport des pays frontaliers.

L´étude attire l´attention sur le fait qu’on observe  dans les autres pays européens la même tendance à réduire les capacités des centrales thermiques concomitamment au développement des énergies renouvelables intermittentes. La réduction des moyens de production pilotables et la montée en puissance simultanée des énergies fatales amoindrissent les possibilités de secours inter-frontaliers lors des situations de pointe en cas de vagues de froid, remettant ainsi en question la garantie de la sécurité d’approvisionnement en Allemagne.

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Figure 1 : Analyse de la fédération des entreprises de l’énergie BDEW sur les moyens de production pilotables à l´étranger susceptibles de garantir l´approvisionnement en Allemagne

Jusqu’à présent le gouvernement allemand présupposait qu´en cas de besoin – après la sortie du nucléaire et la réduction des capacités des centrales à charbon – la capacité des moyens pilotables dans les pays voisins serait suffisante pour assurer la sécurité de l’approvisionnement en Allemagne grâce aux interconnexions européennes. Une erreur de jugement selon une analyse de la fédération des entreprises de l’énergie BDEW publiée en août 2018 /1/.

L´analyse du BDEW a détecté une erreur de calcul dans les documents de stratégie du gouvernement allemand. Dans son livre vert de 2014, le Ministère Fédéral de l´Economie et de l´Energie (BMWi) part de l´hypothèse que des surcapacités de l´ordre de 60 GW de moyens pilotables seraient disponibles sur le marché de l´électricité en Europe.

Ce chiffre de 60 GW ne serait pas correct selon l´analyse du BDEW. Le ministère aurait « mal interprété » le « Mid-Term Adequacy Forecast » (MAF) /2/ du Réseau Européen des Gestionnaires de Réseau de Transport d’Electricité (en abrégé REGRT-E ; en anglais European Network of Transmission System Operators for Electricity, ENTSO-E),  association représentant les gestionnaires de réseau de transport d’électricité (GRT) à travers l’Europe.

En réalité les surcapacités de moyens pilotables en Allemagne et dans les pays limitrophes sont déjà plus basses d´un facteur 3 à 4 (15 à 23 GW).

En 2016 ENTSO-E a changé la méthodologie du rapport MAF. Les nouveaux rapports ne publient plus d´informations systématiques sur les capacités disponibles en GW mais se fondent sur les pannes d’électricité exprimées en heures („Loss Of Load Expectation“ – LOLE) et les quantités d´électricité non fournie („Energy not Supplied“ – ENS).

LOLE indique le nombre probable annuel d´heures où l´approvisionnement ne serait pas assuré par les capacités nationales ou les importations, tandis que ENS indique la quantité d´électricité en GWh probablement manquante pour assurer la demande d´électricité. Le calcul est effectué sur la base des modèles probabilistes en tenant compte des disponibilités,  de la probabilité de défaillance des unités de production et d´autres options pour maitriser l’équilibre offre-demande. Cependant il n´existe pas une valeur LOLE reconnue pour fixer un niveau de sécurité d´approvisionnement en Europe. Quelques pays considèrent même des valeurs LOLE de 3 à 4 heures comme tolérables.

Selon le rapport MAF, on note pour l´Allemagne, les Pays-Bas, la Tchéquie, la Suisse et l´Autriche pour 2020 et 2025 une valeur LOLE faible  c´est à dire que la demande d’électricité serait assurée à tout moment, à presque 100%. En revanche, pour la France, la Pologne et l´Italie les valeurs LOLE seraient plus élevées dès 2020, et après 2025 pour la Belgique (voir figure 2).

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Figure 2 : LOLE : Loss Of Load Expectation selon ENTSO-E et BDEW

Cette approche décrit bien la sécurité de l’approvisionnement probable dans chaque pays mais ne permet pas une évaluation chiffrée concrète des sur- ou sous-capacités disponibles en moyens pilotables en Europe.

Rapport du Centre commun de recherche (JRC) de la Commission Européenne sur les régions productrices de charbon de l´UE

Le service scientifique interne de la Commission Européenne, le Joint Research Centre (Centre commun de recherche) prévoit d´ici 2025 une réduction de la capacité des centrales à charbon dans l’UE-28 de 150 GW actuellement à 105 GW /3/. A l´horizon 2030, une nouvelle baisse de capacité à 55 GW est attendue. Cela correspond à une réduction de 63% par rapport à la situation actuelle.

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Figure 3 : Rapport du Centre commun de recherche (JRC) de la Commission Européenne sur les régions productrices de charbon de l´UE

Cela signifie que, outre la réduction de la part du nucléaire en Europe, manqueront prochainement aussi des capacités de centrales thermiques à flamme. L´arrêt de centrales à charbon est certainement bénéfique pour la réduction des émissions de CO2 mais en absence de solutions de stockage massif d´énergie, les moyens pilotables adéquats sont indispensables pour suppléer aux carences des énergies renouvelables intermittentes lors des épisodes prolongés de production éolienne et solaire quasi nulle, combinée à une demande d´électricité accrue de fin d´automne ou en hiver.

Les possibilités de secours inter-frontaliers en situation de pointe deviennent de plus en plus fragiles

Selon BDEW, cette tendance des pays européens à réduire les capacités des centrales à charbon et les capacités nucléaires et à développer simultanément les énergies renouvelables rend les possibilités de secours inter-frontaliers en situation de pointe de plus en plus fragiles. L´idée d´assurer la sécurité d´approvisionnement à l´aide d´ importation d´électricité produite sur la base d’énergies renouvelables n´est pas viable considérant la similitude des conditions de vent et d’ensoleillement en Europe occidentale. Pour améliorer le potentiel de foisonnement des productions d´énergies renouvelables, il faudrait en plus un super-réseau international de lignes à haute tension, très éloigné de la réalité en Europe.

Selon cette analyse, l´Allemagne devrait  d´abord assurer son propre équilibre offre-demande car il n’y a aucune certitude que l´on puisse compter sur ses voisins pour passer les pointes pendant les vagues de froid rigoureux, si on considère que lors des moments de pointe en Allemagne les pays limitrophes sont également dans une situation proche. Cela limiterait de façon significative la marge de manœuvre pour réduire davantage la capacité des moyens pilotables en Allemagne.

Selon le BDEW l´Allemagne dispose actuellement encore d´une capacité de centrales thermiques d´environ 90 GW dont environ la moitié à base de charbon et lignite /4/. En raison de l´arrêt déjà prévu ou annoncé des centrales, dont les 9,5 GW du nucléaire restant, la capacité totale des centrales thermiques pourrait diminuer à environ 75 GW d´ici 2023 pour une pointe à 82 GW début des années 2020 selon l´agence fédérale de réseau.

Une commission créée par le gouvernement en juin 2018 doit proposer d’ici la fin de l´année une date de sortie définitive de la production d’électricité à base de charbon et de lignite /5/.

En 2015 « douze voisins électriques », dont la France et l´Allemagne ont signé une déclaration /6/ entérinant des engagements à mieux coordonner les politiques nationales de l’énergie, notamment en matière de sécurité de l’approvisionnement.

C´est un premier pas, mais la mutualisation des moyens de secours entre plusieurs pays suppose une politique commune et des règles strictes sur le dimensionnement des moyens pilotables.

Références

/1/ BDEW, communiqué de presse du 22.08.2018:  « Kraftwerks-Kapazitäten in der Europäischen Union schmelzen dahin », https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/kraftwerks-kapazitaeten-der-europaeischen-union-schmelzen-dahin/

/2/ ENTSO-E : Mid-Term Adequacy Forecast, 2017 Edition, https://docstore.entsoe.eu/Documents/SDC%20documents/MAF/20170918_MAF_2017_FOR_CONSULTATION.pdf

/3/ Alves Dias, P. et al., « EU coal regions: opportunities and challenges ahead », EUR 29292 EN, Publications Office of the European Union, Luxembourg, 2018, ISBN 978-92-79-89884-6, doi:10.2760/064809, JRC112593, https://ec.europa.eu/jrc/en/publication/eur-scientific-and-technical-research-reports/eu-coal-regions-opportunities-and-challenges-ahead

/4/ La capacité de production en pointe du parc allemand pourrait ne plus garantir la sécurité d’approvisionnement à partir de 2020 lors d’un hiver rigoureux (mise à jour du 24 avril 2018)

/5/  https://allemagne-energies.com/2018/06/12/le-gouvernement-allemand-cree-une-commission-devant-emettre-des-propositions-pour-la-sortie-progressive-de-la-production-delectricite-a-base-de-charbon-et-de-lignite/

/6/ PENTALATERAL ENERGY FORUM : Second Political Declaration of the Pentalateral Energy Forum of 8 June 2015, https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/P-R/pentalateral-energy-forum-second-political-declaration.pdf?__blob=publicationFile&v=1