Le tournant énergétique en Allemagne fait du surplace selon le dernier rapport de l´Union Economique Bavaroise

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Le tournant énergétique en Allemagne fait du surplace. L’approvisionnement en électricité est assuré pour les prochaines années, mais seulement de justesse dans le sud de l’Allemagne. Presque tous les indicateurs de progrès sont au rouge, la plupart des objectifs principaux à l´horizon 2020 ne seront pas atteints. C’est le résultat du 8e rapport annuel publié par l´ Union Economique Bavaroise sur l’évolution du tournant énergétique en Allemagne et en Bavière.

Pour la 8e fois consécutive, le bureau d´étude Prognos a établi pour le compte de l´ Union Economique Bavaroise (vbw – Vereinigung der Bayerischen Wirtschaft), un bilan d´étape sur le tournant énergétique en Allemagne et en Bavière /1/, /2/. Le bilan, publié début février 2020 sur la base des dernières données validées de l’année 2018, prend en compte quatre catégories pour l’évaluation des progrès réalisés : la sécurité d’approvisionnement, le prix abordable (coûts d´électricité), l’efficacité énergétique et les énergies renouvelables ainsi que l´impact environnemental.

Le résultat est plutôt décevant. Sur la base des données de 2018, la plupart des objectifs principaux à l´horizon 2020 ne seront pas atteints (voir figure).

Bilan TE vbw
Figure : Bilan d´étape du Tournant Energétique – Écarts par rapport aux objectifs pour 2020

Sécurité d´approvisionnement  

L’approvisionnement en électricité est actuellement assuré. Cependant, le développement du réseau est en retard par rapport au planning /3/. Les tracés nord – sud en courant continu ne seront pas disponibles avant 2025. Le retard pris dans le développement du réseau, lequel n’arrive pas à suivre le rythme auquel se développent les éoliennes et le photovoltaïque, a provoqué  une hausse importante des interventions des gestionnaires des réseaux allemands pour stabiliser le réseau et éviter des coupures de courant. Ces mesures coûteuses (environ 1,44 Mrds d´€ en 2018) pèsent sur le prix de l’électricité par le biais du tarif d´utilisation du réseau.

Le retard sur le développement du réseau de transport nord-sud pourrait, à partir de 2022 (arrêt du nucléaire), entraîner des goulets d’étranglement en matière d´approvisionnement en électricité en Allemagne du sud où réside une partie importante de l’industrie et donc de la consommation électrique.

Prix abordable (Coûts d‘électricité)

Le prix de l’électricité pour les ménages allemands continue d´être parmi les plus chers en Europe/4/. Son évolution depuis 2010 est nettement supérieure à l’indice des prix à la consommation.

Comme les prix évoluent différemment selon les catégories de consommation, une image différenciée se dégage pour le prix du kWh de l´industrie non privilégiée. Dans l’ensemble, cet indicateur fait cependant l’objet d’une évaluation critique. Il est donc impératif que la taxe sur l’électricité soit ramenée au minimum européen afin de maintenir la compétitivité des entreprises. De plus il faudrait des allègements supplémentaires dans le cadre de la sortie progressive des centrales à charbon/lignite.

L´industrie électro – intensive est protégée sous la forme d´un dégrèvement partiel du soutien aux énergies renouvelables et conserve un tarif compétitif ayant pour but de préserver sa compétitivité internationale.

Efficacité énergétique et énergies renouvelables

L´évolution de la consommation brute d´électricité (-10% d´ici 2020 par rapport à 2008) et de la consommation énergétique primaire (- 20% d´ici 2020 par rapport à 2008) est loin derrière les objectifs. Cela est aussi valable pour la productivité énergétique (ratio « PIB /consommation finale d´énergie »  en M€/tep). Selon le concept énergétique du gouvernement fédéral /5/, une augmentation annuelle de 2,1% a été prévue. En 2018, le niveau correspondant était inférieur de plus de 14 % à la trajectoire cible.

Seul le rythme de développement des énergies renouvelables dans le secteur électrique est élevé et a déjà dépassé l´objectif de 2020.

Impact environnemental

Bien que les émissions de gaz à effet de serre en Allemagne aient diminué de 4,5 % en 2018 par rapport à l’année précédente, les émissions ont été bien supérieures à la trajectoire cible et ce pour la neuvième année consécutive.

Dans l’ensemble, le développement en matière environnementale est négatif. Au cours des cinq dernières années, les émissions de gaz à effet de serre se sont de plus en plus éloignées de la trajectoire visée. Bien que la réduction des émissions dans l’industrie énergétique soit disproportionnément élevée par rapport à d’autres secteurs, elle est plus que compensée par de faibles réductions dans l’industrie, l’agriculture et les transports.

L´objectif national d´une réduction de 40% des gaz à effet de serre par rapport à 1990 est actuellement hors de portée.

Conclusion

Ces dernières années, les progrès du tournant énergétique ont été beaucoup plus lents que ne l’exigent les objectifs à l´horizon 2020. En particulier, le développement du réseau, absolument nécessaire pour garantir l’approvisionnement en électricité et la distribution économiquement rentable des énergies renouvelables, a été fortement retardé. Dans l’industrie, les secteurs du bâtiment et des transports, la mise en œuvre de l’efficacité énergétique et l’introduction de moyens de production de chaleur et de systèmes de propulsion alternative à faible ou à zéro émission progresse plus lentement que nécessaire pour atteindre les objectifs 2020.

Références

/1/ vbw (2020) Energie und Klima. 8. Monitoring der Energiewende. Vereinigung der Bayerischen Wirtschaft e.V. En ligne : https://www.vbw-bayern.de/Redaktion/Frei-zugaengliche-Medien/Abteilungen-GS/Wirtschaftspolitik/2020/Downloads/vbw_8._Monitoring_der_Energiewende_Januar_2020.pdf.

/2/ Prognos (2020) 8. Monitoring der Energiewende, https://www.prognos.com/presse/news/detailansicht/1898/b497e09364ad812178da45ba6bc364f2/

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

/4/ Allemagne-Energies (2020) Bilans énergétiques : Comparaison Allemagne et France. En ligne : https://allemagne-energies.com/bilans-energetiques.

/5/ Allemagne-Energies (2020),  Le tournant énergétique allemand. En ligne : https://allemagne-energies.com/tournant-energetique.

 

 

 

La sortie du charbon coûtera 50 Mrds d´Euros – le Conseil des ministres allemand approuve le projet de loi (Kohleausstiegsgesetz) le 29 janvier 2020

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Suite aux recommandations de la « Commission Charbon » de janvier 2019 /1/, le Conseil des ministres a adopté le 29 janvier 2020 le projet de loi (environ 200 pages) de sortie progressive des centrales à houille et à lignite et la modification d´autres lois associées /2/, /3/.

L’Allemagne vise un abandon de ces centrales au plus tard en 2038. Pour les centrales à lignite, le projet de loi contient un calendrier détaillé de fermeture (voir plus loin). Les exploitants reçoivent une indemnité de 4,35 milliards d’Euros pour les centrales mises hors service avant 2030.

Pour les centrales à houille et les centrales à lignite inférieures à 150 MW ne figurant pas dans le calendrier de fermeture, le projet de loi prévoit que les réductions de capacité seront mises en œuvre à l’aide d’enchères organisées entre 2020 et 2026. Le montant maximal de l´indemnité par MW est plafonné et dégressif pour inciter la soumission précoce des offres. À partir de 2027 il n’y aura plus d’appels d’offres, la capacité des centrales sera réduite par l´ordonnance sans compensation.

Les quotas d’émission disponibles suite à la sortie de la production à base de houille/lignite seront retirés du marché pour empêcher l´achat des quotas libérés par d´autres entités.

Selon le gouvernement allemand, les centrales de cogénération au gaz, moins émettrices en CO2, constitueront un élément important de la transition énergétique dans le secteur de l’électricité et de la chaleur. La loi sur la cogénération sera modifiée afin que leur contribution soit assurée et renforcée.

Pour les régions touchées par la fermeture des centrales et mines de lignite, le gouvernement  prévoit l’instauration d’un fonds d’indemnités pour les employés âgés d’au moins 58 ans qui perdent leur emploi. Les coûts de ce fond sont estimés à environ 5 milliards d´Euros.

Le Conseil des ministres avait déjà adopté fin août 2019 le projet de loi concernant les aides fédérales de 40 milliards d’Euros jusqu’en 2038 pour le soutien structurel des régions lignitifères /4/.

A quatre reprises  (2022 – 2026 – 2029 et 2032), le gouvernement fédéral examinera les effets de la fermeture des centrales à houille/lignite sur la sécurité d’approvisionnement et les prix de l’électricité. En 2026, 2029 et 2032, il sera également examiné si l´échéance pour la sortie finale pourrait être avancée de trois ans à fin 2035.

L’Agence fédérale des réseaux sera chargée de surveiller en continu à partir de 2021 que la sécurité de l’approvisionnement soit garantie.

L´entrée en vigueur de la loi est visée au premier semestre 2020. Comme toujours, la décision finale appartiendra au parlement (Bundestag) et à la chambre haute (Bundesrat). De plus la loi nécessite le feu vert de la Commission Européenne.

Mise en œuvre de la sortie progressive du charbon/lignite

Conformément aux préconisations de la commission charbon de janvier 2019, le projet de loi prévoit une sortie progressive des centrales à houille et à lignite d´ici 2038, avec deux étapes intermédiaires : réduction d´ici 2022 de la capacité des centrales au 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 (voir figure 1)

Fig 1 Abschaltungszeitplan
Figure 1 Sortie progressive des centrales à houille et à lignite

Cela correspond à une mise hors service de presque 14 GW d´ici fin 2022 en plus du nucléaire. Il faut toutefois noter que seulement 38,5 GW opèrent actuellement sur le marché de l’électricité /5/. Environ 5,4 GW constituent soit une « réserve de sécurité » soit une « réserve de soutien du réseau » donc ne fonctionnent qu´en situation exceptionnelle ou sont provisoirement fermés. Donc la baisse de capacité du couple houille/lignite sur le marché de l’électricité serait en réalité de 8,5 GW.

Centrales à lignite

La base du calendrier de fermeture des centrales à lignite est un accord politique trouvé le 14 janvier 2020 avec les Länder les plus concernés (Brandebourg, Saxe, Saxe Anhalt et Rhénanie du Nord – Westphalie) et les principaux acteurs du secteur /6/.

La figure 2 montre le calendrier de fermeture des centrales annexé au projet de loi.

Fig 2 Tabelle Stillegungspfad BK_1
Figure 2 : calendrier de fermeture des centrales à lignite

Plus précisément, le calendrier prévoit d’abord l’arrêt de centrales en Rhénanie du Nord -Westphalie qui débutera fin 2020 avec la tranche Niederaußem D (~ 300 MWe) à proximité de la mine de lignite de Garzweiler, suivi de l´arrêt de 3 tranches (~ 910 MWe) fin 2021.  Les premières tranches en Allemagne de l’Est seront fermées à la fin de l’année 2028.

Centrales à houille

Entre 2020 et 2026, des appels d’offres seront lancés par l’Agence fédérale des Réseaux (BNetzA) pour des fermetures de centrales à houille. Pour 2020 un volume d´appel d’offres de 4 GW et pour 2021 de 1,5 GW de puissance nette est prévu. En contrepartie du déclassement, les exploitants recevront une compensation laquelle sera dégressive. Pour l’appel d’offres de 2020, le montant de soumission maximum est fixé à 165 T€/MW et à 155 T€/MW en 2021. D’ici 2026, le montant maximum tombera à 49 T€/MW. Avec un montant de compensation dégressif le gouvernement veut ainsi augmenter la pression sur les exploitants pour participer aux premiers tours.

Les appels d’offres prennent  également en compte les émissions de CO2 des centrales dans le but de déclasser dans un premier temps les centrales les plus polluantes.

Jusqu’en 2023, la participation aux appels d’offres est volontaire. Si le volume offert n´est pas atteint en raison de l´insuffisance des candidatures, les centrales à houille seront fermées par ordonnance à partir de 2024 avec la compensation en vigueur dans le but d´assurer la réduction de puissance selon l´objectif défini. A partir de 2027 la mise en arrêt aura lieu uniquement par ordonnance sans compensation.

Le règlement n’exclut pas que l’exploitant d´une centrale à houille utilise à l’avenir l’installation ou des parties de l’installation pour produire de l’électricité à partir d’autres sources d’énergie telles que la biomasse ou le gaz.

Malgré la gageure en termes de communication, la centrale à houille Datteln 4 (1100 MWe) au nord de Dortmund en Rhénanie du Nord-Westphalie sera mise en service /7/.

La  « Commission charbon » avait préconisé qu’une solution soit trouvée avec les exploitants afin que les centrales à houille en construction et n´étant pas encore en service ne puissent plus être raccordées au réseau.

Étant donné que l’autorisation de mise en service de Datteln 4 était déjà accordée en 2017 une décision contraire n’aurait été possible que moyennant le paiement d’énormes indemnités par l´État. Environ 1,5 milliards d’Euros ont été déjà investis par Uniper dans cette centrale.

Selon le ministère fédéral de l’économie et de l´énergie il semble donc plus logique de mettre d’abord hors service des centrales à houille plus anciennes et plus polluantes au lieu de la centrale de Datteln 4, une de centrales à houille les plus modernes et les plus efficaces en Europe.  Aucune émission supplémentaire de CO2 ne serait à prévoir selon le ministère fédéral. Pour compenser les émissions de Datteln 4 des appels d’offres spécifiques d´un volume d’un GW chacun seront lancés en 2023, 2024 et 2025 pour la mise hors service des centrales à houille plus anciennes.

Financement de la sortie des centrales à houille/lignite

La sortie du charbon coûtera environ 50 milliards d´Euros mais la facture pourrait encore gonfler.

Aides fédérales des régions touchées par la fermeture des centrales et mines de lignite

Selon /8/ l´emploi direct et indirect dans le secteur du lignite s’élève à 56 000 personnes dans toute l’Allemagne, dont près de 32 000 travaillent dans les régions lignifères.

Adopté par le Conseil des ministres fin août 2019/ 4 /, le projet de loi sur les aides fédérales vise un soutien structurel (Strukturstärkungsgesetz) de 40 milliards d’euros jusqu’en 2038 aux régions lignitifères de la Rhénanie du Nord -Westphalie, du Brandebourg, de la Saxe et de la Saxe-Anhalt en vue de la fermeture de leurs centrales et mines au lignite.

Un accord entre le gouvernement fédéral et les Länder réglementant la mise en œuvre est prévu en printemps 2020.

Instauration d’un fond d’indemnités par l´État pour les employés du secteur

Les employés âgés d’au moins 58 ans perdant leur emploi dans une centrale ou une mine à ciel ouvert à la suite de la fermeture peuvent recevoir une indemnité d’adaptation. Elle est versée à titre d’allocation de transition pendant cinq ans au maximum jusqu’à la retraite. Sous l´hypothèse d´une utilisation maximale, le coût ainsi que les prestations de retraite complémentaire pourraient s’élever jusqu’à 5 milliards d’Euros sur la période de 2020 à 2048.

Indemnités aux exploitants de centrales à houille/lignite

Pour la fermeture définitive avant 2030 des centrales au lignite de la figure 2, et après la conclusion d’un contrat de droit public ou la prise d’un décret, les exploitants percevraient une indemnité de 4,35 milliards d’Euros. Pour les centrales du bassin rhénan, une indemnité de 2,6 milliards d´Euros serait attribuée à RWE, exploitant de ces centrales. Une indemnité de 1,75 milliard d’Euros reviendrait aux centrales à lignite de Lusace (Allemagne de l’est). Ces centrales sont opérées par LEAG (Lausitz Energie AG) avec siège à Prague.

Les indemnités seraient payées sur 15 ans, à montant constant à compter de la date de la mise hors service ou fermeture définitive de la première tranche de l´exploitant.

Comme déjà mentionné plus haut les centrales à lignite inférieures à 150 MW ne figurant pas dans la liste (figure 2) sont exclues de l´indemnité de fermeture.

Les exploitants des petites centrales de lignite ont une possibilité de recevoir une compensation pour la fermeture définitive de leurs installations s’ils participent aux enchères organisées pour les centrales à houille.

Divers allègements financiers

La loi veut garantir que les prix de l’électricité restent abordables, même dans le contexte de l’abandon progressif de la production d’électricité à partir de houille et lignite. C’est pourquoi l´approvisionnement en électricité à un prix raisonnable est régulièrement contrôlé au moyen d’indicateurs.

Le cas échéant, des mesures appropriées seront prises et, si nécessaire, les appels d’offres pour la mise hors service des centrales à houille seront suspendus.

Une subvention des consommateurs au tarif d´utilisation du réseau serait possible à partir de 2023.

Les entreprises électro-intensives qui sont dans une situation de concurrence internationale peuvent recevoir une subvention annuelle appropriée à partir de 2023 pour les soulager de l’accroissement des coûts.

De plus le gouvernement avait déjà promis dans le cadre du programme de protection du climat 2030 / 9/ une baisse de la taxe de soutien aux énergies renouvelables (EEG-Umlage) payée par les consommateurs. Le principe : si les recettes provenant du prix carbone augmentent, le prix de l’électricité sera davantage réduit.

Impact sur le climat

Pour que la mesure de sortie prématurée de la production à base de houille/lignite en Allemagne ait également un effet positif sur l’Europe, la loi contient une disposition qui permet de retirer les quotas d’émission « libérés » du marché.  En effet, pour obtenir une réduction des émissions de CO2 en Europe il faudrait empêcher l´achat des quotas libérés par d´autres entités. La décision sur la suppression des certificats sera prise dès que possible après l´arrêt définitif de chaque centrale.

Quid de la sécurité d´approvisionnement ?

Deux piliers de la production d’électricité conventionnelle seront supprimés dans les années à venir avec l’abandon progressif de la production d’électricité à base de houille/lignite et du nucléaire.

L´Allemagne perd donc d´un coup plus de 20 GW de moyens pilotables d´ici fin 2022 y compris le nucléaire. A l´horizon 2038, donc en moins de 20 ans, il faudrait même remplacer plus de 50 GW des moyens pilotables par rapport à 2019, c´est-à-dire la moitié de la capacité conventionnelle actuelle.

Au cours de cette transformation, des défis majeurs se manifesteront pour le maintien de la sécurité d’approvisionnement en Allemagne et en Europe. La question est de savoir si l’Allemagne doit être en mesure de satisfaire ses besoins d´électricité dans toutes les situations qui se présentent et dans quelle mesure les importations en provenance de l’étranger peuvent être considérées comme sûres dans des situations critiques (par exemple, un épisode prolongé de production éolienne et solaire quasi nulle, combinée à une demande d´électricité accrue de fin d´automne ou en hiver).

L’Agence fédérale des réseaux sera chargée de surveiller en continu à partir de 2021 que la sécurité de l’approvisionnement soit garantie.

Si lors des 4 examens prévus par le gouvernement la réduction des capacités démontrait une incidence sur la sécurité d’approvisionnement, des mesures appropriées seraient immédiatement prises.

Une mesure pourrait, par exemple, être l’accroissement de la capacité de « réserve de sécurité » ou de « réserve de soutien du réseau » qui pourrait être mobilisée en cas de besoin. Cela serait vraisemblablement nécessaire pour que les gestionnaires de réseau disposent d´une capacité suffisante de centrales capables de démarrer en autonome (black start) dans le but de reconstituer le réseau après un effondrement total (black-out).

En outre, avant chaque appel d´offres, un contrôle sera effectué pour déterminer si le volume d´appel d’offres destiné à la fermeture est compatible avec la sécurité d’approvisionnement.

En dernier recours, la fermeture de centrales à houille pourrait être suspendue et partiellement ou totalement reportée.

Environ trois quarts des centrales à houille produisent non seulement de l´électricité mais aussi de l´énergie pour le chauffage urbain des zones résidentielles avoisinantes. C´est pourquoi le gouvernement allemand veut modifier la loi sur la cogénération afin que leur contribution soit assurée et renforcée dans le secteur de l’électricité et de la chaleur.  La fédération allemande du secteur de l’énergie et de l’eau (BDEW) attire l´attention sur le fait qu´il faudrait construire environ 17 GW de centrales à cogénération au gaz d´ici 2030 pour garantir la sécurité d´approvisionnement dans le secteur de l’électricité et de la chaleur /10/.

Dans le projet révisé du plan de développement des réseaux de transport à l´horizon de 2030,  /11/, les gestionnaires des réseaux de transport (GRT) partent de l’hypothèse que la consommation d’électricité pourrait augmenter d’environ 100 TWh par rapport à 2019 et que la puissance de pointe pourrait passer de 82 actuellement à environ 100 GW en raison de nouveaux consommateurs tels que les véhicules électriques, les pompes à chaleur ou des installations « power-to-gas ».

Les GRT ont également identifié, suite à l´arrêt prévu des grandes unités de centrales conventionnelles, une demande de puissance réactive de 38 à 74 GVar d’ici 2030 /12/. Selon les  GRT il faudrait couvrir cette demande en construisant de nouveaux équipements tels que des condensateurs,  des FACTS et des compensateurs synchrones.

Selon le dernier rapport de 2019 du ministère de l´économie et de l´énergie  /13/, la sécurité d´approvisionnement ne serait pas en péril à l´horizon 2030.  L´Allemagne continuerait de bénéficier d’un très haut niveau de sécurité d’approvisionnement au niveau international. L´expertise tient compte de divers scénarios, tels que les différentes conditions météorologiques ou les effets des arrêts imprévus de centrales électriques, y compris la sortie progressive des centrales à charbon/lignite.

Malgré une réduction significative des moyens pilotables conventionnels (environ 80 à 90 GW) dans les pays voisins, le marché européen de l’électricité continuerait à garantir jusqu´à 2030 un degré élevé de sécurité d’approvisionnement et les consommateurs allemands seraient approvisionnés de manière fiable à tout moment.

Références

/1/ Allemagne-Energies (2019) : Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038, En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/01/27/allemagne-une-sortie-du-charbon-preconisee-dici-2038/

 /2/ BMWi (2020), Kabinett beschließt Kohleausstiegsgesetz, communiqué de presse du 29.1.2020, En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2020/20200129-kabinett-beschliesst-kohleausstiegsgesetz.html

/3/ BMWi (2020) Kohleausstieg und Strukturwandel, En ligne :https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Artikel/Wirtschaft/kohleausstieg-und-strukturwandel.html

/4/ Allemagne-Energies (2019) : Le Conseil des ministres allemand approuve le projet de loi sur les aides fédérales pour accompagner la sortie du charbon, En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/09/01/le-conseil-des-ministres-allemand-approuve-le-projet-de-loi-sur-les-aides-federales-pour-accompagner-la-sortie-du-charbon/

/5/ BNetzA (2019) : Kraftwerksliste, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html

/6/ BMWi (2020) communiqué de presse du 16. 01. 2020 , Bund-/Länder-Einigung zum Kohleausstieg, En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/B/bund-laender-einigung-zum-kohleausstieg.pdf?__blob=publicationFile&v=8

/7/ Allemagne-Energies (2019) La mise en service éventuelle d´une nouvelle centrale à charbon en Rhénanie-Westphalie est une pierre d’achoppement, En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/11/08/la-mise-en-service-eventuelle-dune-nouvelle-centrale-a-charbon-en-rhenanie-westphalie-est-une-pierre-dachoppement/

 /8/ RWI (2018) : Leibniz-Institut für Wirtschaftsforschung, Strukturdaten für die Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“, Projektbericht für das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi), Projektnummer 21/18, En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Studien/strukturdaten-der-kommission-wachstum-strukturwandel-und-beschaeftigung.pdf?__blob=publicationFile&v=4

/9/ Allemagne-Energies (2019) : Le parlement allemand adopte le programme de protection du climat 2030, En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/12/29/le-parlement-allemand-adopte-le-programme-de-protection-du-climat-2030

 /10/ BDEW (2020), communiqué de presse du 04.02.2020 : BDEW zum heute stattfindenden Spitzengespräch Steinkohle. Heute findet im Bundeswirtschaftsministerium auf Anregung des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) ein Spitzengespräch zu den Regelungen für Steinkohlekraftwerke im Rahmen des Kohleausstiegsgesetzes statt, En ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/bdew-zum-heute-stattfindenden-spitzengespraech-steinkohle/

/11/ BnetzA (2020), communiqué de presse du 17. 01. 2020, Bundesnetzagentur beteiligt Öffentlichkeit am Szenariorahmen Strom 2021-2035, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2020/20200117_Szenariorahmen.pdf?__blob=publicationFile&v=2

/12/ Netzentwicklungsplan Strom (2019), Bewertung der Systemstabilität, Begleitdokument zum Netzentwicklungsplan Strom 2030,Version 2019, zweiter Entwurf, En ligne : https://www.netzentwicklungsplan.de/sites/default/files/paragraphs-files/NEP_2030_V2019_2Entwurf_Systemstabilitaet_1.pdf

/13/ BMWi (2019) : Definition and monitoring of security of supply on the European electricity markets, Project No. 047/16, En ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/EN/Publikationen/Studien/definition-and-monitoring-of-security-of-supply-on-the-european-electricity-markets-from-2017-to-2019.html

Interventions des Gestionnaires des Réseaux de Transport dans l´année 2018 et au premier trimestre 2019 pour le maintien de la stabilité du réseau

Les mesures de stabilisation du réseau ont gagné en importance ces dernières années en raison de l’évolution du paysage de la production, qui se caractérise par une augmentation des énergies renouvelables intermittentes. Depuis 2015 on observe une hausse importante des interventions pour la stabilisation du réseau. En cause la lente modernisation du réseau électrique qui ne suit pas le rythme de développement des énergies renouvelables.

De janvier à mars 2019, les gestionnaires des réseaux ont dû écrêter l’électricité produite par des énergies renouvelables (principalement éoliennes) beaucoup plus fréquemment qu’au cours de la même période de l’année précédente : 3,27 milliards de kWh d´électricité n’ont pu être injectés dans le réseau. Pour les gestionnaires de réseaux, l´écrêtement de l’électricité – ce que l’on appelle le « Feed-in management » – est une des dernières mesures à prendre pour stabiliser le réseau.  

Les coûts du maintien de la stabilité du réseau électrique pourraient atteindre un nouveau record en 2019. Dans les 3 premiers mois les coûts avaient déjà atteint près d’un demi-milliard d’euros, soit + 33% par rapport au premier trimestre 2018.

2018-08-20-die-ruhe-vor-dem-sturm

L´Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur) a publié récemment les rapports de l´année 2018 et du premier trimestre 2019 relatifs aux mesures et aux coûts du maintien de la stabilité du réseau électrique en Allemagne /1/.

Il y a plusieurs mesures possibles :

  • Redispatching : réduction ou augmentation de la production d’électricité à partir de centrales électriques conventionnelles conformément à un accord contractuel avec les gestionnaires des réseaux de transport (GRT), avec remboursement des coûts. Le but est de modifier les flux physiques sur le réseau de transport.
  • Centrales de réserve : utilisation des centrales électriques de réserve pour se procurer l’électricité de redispatching manquante, avec remboursement des coûts.
  • Feed-in management (EinsMan) : écrêtement de la production d´énergies renouvelables et de la cogénération à la demande du GRT avec compensation

Si ces mesures ne suffisent plus à stabiliser le réseau, les GRT peuvent procéder à des mesures d’adaptation : ajustement des injections d’électricité et/ou des approvisionnements en électricité, sans compensation.

Léger recul en 2018 du volume des mesures et coûts de maintien de stabilité du réseau

La figure 1 montre l´évolution entre 2012 et 2018 des réductions de la production des centrales conventionnelles, l´écrêtement de la production des énergies renouvelables (hors hydroélectricité) et de la cogénération demandé par les GRT.

En 2018, l´écrêtement a concerné à 97% l´éolien, dont à 72% l´éolien terrestre et à 25% l´éolien offshore et correspond à presque 2,6 % à la quantité totale d’énergie commercialisée à partir de la production d’énergie renouvelable selon l’Agence Fédérale des Réseaux.

Fig A1_2 Eingriffe GRT 2012_2018
Figure 1 : Interventions des GRT (réduction de la production) entre 2012 et 2018

La figure 2  montre l´évolution des coûts relatifs à la stabilisation du réseau et la part des énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) à la production brute d´électricité depuis 2011. On peut observer une certaine corrélation avec l´augmentation de la part de la production d´énergies renouvelables intermittentes.

Les coûts sont composés de trois éléments : les coûts pour la mise à disposition d´une capacité conventionnelle de réserve (~ 415,5 M€ en 2018), le redispatching (~ 387,5 M€ en 2018) et l´indemnisation des producteurs d’énergies renouvelables pour l´écrêtement  de leur production (~ 635,4 M€ en 2018).

Les coûts en 2018 ont été légèrement inférieurs à ceux de l’année précédente malgré une augmentation de plus de 2% de la part des énergies renouvelables intermittentes à la production brute de l´Allemagne (voir aussi /2/ annexes 1 et 8).

Fig A8_1 Hausse des coûts de stabilisation du réseau 2011_2018
Figure 2 : Evolution des coûts de stabilisation du réseau et de la part des énergies renouvelables intermittentes à la production brute d´électricité

Forte hausse des interventions des GRT au premier trimestre 2019

Au premier trimestre 2019 (voir figure 3), la réduction de la production des installations d´énergies renouvelables et de la cogénération s’élevait à environ 3265 GWh soit près de 1300 GWh de plus qu’à la même période l’année précédente (1er trimestre 2018 : 1971 GWh). L´écrêtement a concerné à 99% l´éolien ce qui est principalement attribuable au premier trimestre 2019 très venteux. Malgré l´écrêtement, la quantité d’électricité produite par la seule énergie éolienne a augmenté de 21 % par rapport au premier trimestre 2018 (1er trimestre 2019 : 41 710 GWh ; 1er trimestre 2018 : 33 072 GWh).

Les coûts totaux des mesures de stabilisation des réseaux ont augmenté par rapport au premier trimestre 2018 et s’élèvent à environ 473 M€ (1er trimestre 2018 : 355 M€). A titre de comparaison, le coût total relatif à la stabilisation du réseau s´élevait à 1438 M€ pour l´année 2018.

Pour l´année 2018, l´indemnisation des producteurs d’énergies renouvelables s´élevait à 635,4 M€ pour l´écrêtement de leur production et à 364,2 M€ pour les premiers 3 mois 2019, donc plus de 57% de l´année 2018.

Vergleich 1 QRT 2018 _2019
Figure 3 : Comparaison sur les premiers trimestres 2018 et 2019 des volumes d´écrêtement de la production d´énergie renouvelable et des coûts totaux pour le maintien de la stabilité du réseau

Références

/1/  BNetzA (2019) Netz- und Systemsicherheit. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Netz_Systemsicherheit/Netz_Systemsicherheit_node.html.

/2/ Allemagne-Energies (2019) Énergies renouvelables : de nombreux défis. En ligne : https://allemagne-energies.com/energies-renouvelables/.

Allemagne : turbulences de l’équilibrage du système électrique en juin 2019 – État d’avancement de l’enquête (mise à jour du 11.12.2019)

2019-07-08-Stromnot_1

Temps de lecture : 4 min

En juin 2019, pendant trois jours, il y a eu des désordres considérables dans le système électrique allemand. Selon les gestionnaires des réseaux de transport, la situation était très tendue et n’a pu être maîtrisée qu’avec le soutien des voisins européens. Selon l’Agence Fédérale des Réseaux, il n’y a cependant pas eu de risque de blackout. L´événement a eu un large écho dans la presse allemande /1/, /2/, /3.  On attend toujours le rapport définitif : un déséquilibre entre l’offre et la demande suite au disfonctionnement de certains opérateurs est la cause présumée.

Les 6, 12 et 25 juin, l´équilibre en temps réel entre la quantité d’électricité injectée sur le réseau et la quantité d’électricité soutirée n´était pas assuré. Ces jours-là, les gestionnaires des réseaux de transport (GRT) ont constaté que la réserve secondaire et tertiaire (réserve-minute) n’était pas suffisante.

Pour mémoire : la réserve tertiaire ou mécanisme d’ajustement est utilisée pour compléter la réserve secondaire si celle-ci est épuisée ou insuffisante pour faire face à un déséquilibre du réseau. Jusqu´à 8 GW de puissance de réserve auraient été nécessaires, mais seulement 3 GW étaient disponibles par contrat selon /4/, /5/.

Les GRT se sont procuré des approvisionnements supplémentaires en électricité à la bourse et à l’étranger et ont utilisé le dispositif d’interruptibilité des grands consommateurs industriels.

Le déficit n’a pas seulement entraîné une campagne d’aide de la part des voisins européens, qui ont fortement injecté de l’électricité sur le marché allemand mais les prix sur le marché des réserves d’équilibrage ont également grimpé en flèche à la bourse. Le coût d´un mégawatt de puissance de réserve tertiaire s’élevait à plusieurs milliers d’euros à son apogée.

Suite aux problèmes rencontrés, les GRT ont augmenté leur capacité de réserve secondaire et tertiaire.

Les causes exactes ne sont pas encore connues mais il y a des points de départ

Les quatre GRT et l’autorité de surveillance, l’Agence Fédérale des Réseaux, restent prudents quant aux causes.

Selon la réponse du gouvernement aux questions du Parlement en août 2019 /6/, la cause en était plutôt le disfonctionnement de certains responsables d´équilibre ce qui a provoqué des écarts importants entre les injections et les soutirages d’électricité auxquels ils ont procédé.

La question est de savoir si et, dans quelle mesure, des transactions spéculatives entre le marché Intra-Day et l’énergie d’ajustement ont été à l’origine de la situation.

Les responsables d’équilibre sont des opérateurs qui se sont engagés auprès des GRT à maintenir, contre rémunération, l’équilibre entre l’offre et la demande. Le périmètre d’équilibre est constitué par des injections (sites physiques de production, achats en bourse ou à d’autres acteurs, importations) et des soutirages (sites physiques consommateurs, ventes en bourse ou à d’autres acteurs).

L´Agence Fédérale des Réseaux a ouvert en octobre 2019 une enquête contre six opérateurs en vue d’éventuels manquements à leurs obligations contractuelles de maintien d´équilibre /7/.

De plus, l’Agence fédérale des Réseaux a défini des mesures complementaires /8/ pour renforcer la fiabilité des responsables d’équilibre dans le secteur de l’électricité. L´objectif est d´inciter les responsables d’équilibre à mieux gérer leurs périmètres d’équilibre et de permettre plus rapidement des actions d’équilibrage menées par les GRT.

Références

/1/ Energate Messenger (2019) : « Turbulenzen im Regelenergiemarkt », https://www.energate-messenger.de/news/192785/turbulenzen-im-regelenergiemarkt

/2/ Die Welt (2019) : « An mehreren Tagen im Juni wurde in Deutschland der Strom knapp », https://www.welt.de/wirtschaft/article196229401/Chaos-im-deutschen-Stromnetz-An-mehreren-Tagen-im-Juni-wurde-in-Deutschland-der-Strom-knapp.html

/3/ Spiegel Online (2019) : « Blackout-Gefahr,  Deutsche Netzbetreiber kämpfen mit akuter Stromnot », https://www.spiegel.de/wirtschaft/unternehmen/stromnetz-deutsche-netzbetreiber-kaempften-mit-akuter-stromnot-a-1275323.html

/4/ RWE team:news (2019)  » Stromnot in Deutschland » information interne

/5/ AMPRION (2019) : « Die Lage war besorgniserregend » , https://www.amprion.net/Netzjournal/Artikel-2019/Die-Lage-war-besorgniserregend

/6/ Deutscher Bundestag (2019), Drucksache 19/12392, Antwort der Bundesregierung auf Kleine Anfrage „Gefährdung der Versorgungssicherheit durch Engpässe in der Stromerzeugung“, https://dip21.bundestag.de/dip21/btd/19/123/1912392.pdf

/7/ Bundesnetzagentur (2019), communiqué de presse du 22.10.2019, „Bundesnetzagentur eröffnet Aufsichtsverfahren gegen sechs Bilanzkreisverantwortliche, Reaktion auf Bilanzungleichgewichte im Juni 2019“, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2019/20191022_BK6.html?nn=265778

/8/ Bundesnetzagentur (2019), communiqué de presse du 5.12.2019, „Bundesnetzagentur legt Maßnahmen zur Stärkung der Bilanzkreistreue im Strombereich fest“, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2019/20191211_Bilanzkreistreue.html?nn=265778

L´Agence Fédérale des Réseaux publie l’équilibre offre-demande d’électricité pour les hivers 2019-2020 et 2022-2023

Temps de lecture : 4 – 6 min

  • Le scenario le plus contraignant pour la stabilité du réseau en hiver 2019-2020 est une production éolienne élevée dans le nord de l´Allemagne au moment du crépuscule (faible production photovoltaïque) avec une consommation élevée en Allemagne et dans les pays voisins
  • En plus d´un management accru du réseau (redispatching), il faut activer une capacité de réserve d´environ 5,2 GW de centrales thermiques à flamme dans le sud de l´Allemagne.
  • En revanche pour l’hiver 2022 – 2023 les besoins de capacité de réserve pourraient dépasser les 10 GW. Cette évaluation ne tient pas encore compte des préconisations de la Commission Charbon d´arrêter 12,5 GW de centrales à charbon et lignite d´ici 2022.

L´Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur) a publié le 2 mai 2019 son analyse de l’équilibre offre-demande d’électricité pour les hivers 2019-2020 et 2022-2023 /1/, /2/. Cette analyse s´appuie sur le rapport des quatre gestionnaires des réseaux de transport (GRT).

Situation hiver 2019-2020

Contrairement aux attentes, le scenario le plus critique pour la stabilité du réseau n´est pas la production éolienne et solaire quasi nulle mais une production éolienne élevée dans le nord de l´Allemagne au moment du crépuscule (faible production photovoltaïque) avec une consommation élevée en Allemagne et dans les pays voisins fin d´automne ou en hiver.

Le tableau montre le scénario potentiellement le plus critique pour la stabilité du réseau en hiver 2019-2020. Dans ce scénario la consommation nationale est estimée à 86,9 GW et l´exportation à 11 GW.

Compte tenu des indisponibilités présumées des moyens de production et du retard du développement des réseaux (notamment les tracés nord – sud),  le solde « production – consommation » donne une situation excédentaire en Allemagne du nord (+ 29,4 GW) et une situation déficitaire en Allemagne du sud (-18,4 GW) nécessitant une exportation accrue d´environ 11 GW. L´impact de l´exportation sur le flux nord- sud varie selon la destination (pays situé au nord ou sud de l´Allemagne).

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Tableau : scénario potentiellement le plus critique pour la stabilité du réseau en hiver 2019-2020

Pour garantir la stabilité du système électrique dans cette situation, il faut utiliser d´une part le potentiel disponible de redispatching de 9,6 GW des centrales pilotables participant au marché de production de l´électricité. En pratique, cela veut dire que les GRT réduisent la production des centrales pilotables au nord du Main (latitude N 50,4°) et augmentent leur production au sud de cette latitude.

Etant donné que le potentiel de redispatching du marché de l´électricité est insuffisant, il faut d´autre part activer une capacité de réserve de 5,16 GW située en Allemagne du sud pour faire face au déséquilibre dans la production d’électricité entre le nord et le sud de l´Allemagne. Il s´agit des centrales  thermiques à flamme considérées d´importance systémique,  et pour lesquelles la demande d´arrêt des exploitants au motif  de rentabilité insuffisante n´a pas été accordée.  Ces centrales de réserve ne sont pas autorisées à participer au marché de production mais seront uniquement employées à la demande des GRT pour le maintien de la stabilité du système électrique.

Compte tenu du fait que les besoins de réserve sont environ 1,5 GW plus bas que pour l’hiver précédent /3/,  les centrales de réserve déjà contractées en Allemagne permettront de couvrir les besoins de l’hiver 2019-2020.

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Capacité de réserve : centrale à charbon de Bexbach (STEAG), 780 MW, Sarre-Palatinat

Situation hiver 2022-2023

L´Agence Fédérale des Réseaux a effectué une première évaluation de l’équilibre offre-demande d’électricité pour l’hiver 2022-2023. Selon le calcul, les besoins de réserve seront pratiquement doublés par rapport à l´hiver 2019-2020 et passeront à 10, 65 GW.

Les raisons sont les suivantes :

  • prise en compte des nouvelles exigences, conformément à la réglementation européenne, à savoir l´augmentation des capacités d´interconnexion.
  • sortie définitive du nucléaire fin 2022, ce qui conduit à l´aggravation du déséquilibre dans la production d’électricité entre les régions du nord et du sud.

Afin d´assurer la sécurité du système électrique dans la période allant de l´arrêt du nucléaire jusqu´à la mise à disposition des nouvelles lignes à courant continu, l´ Agence fédérale des Réseaux a déjà accordé en 2017 /4/ la construction de 1200 MW de capacité de soutien du réseau (besondere netztechnische Betriebsmittel) repartie sur 4 régions en Allemagne du sud (4 unités de 300 MW chaque). La mise en service des installations est prévue à partir d´octobre 2022

La mise en service de nouvelles lignes et notamment des tracés nord – sud en courant continu, prévue pour 2025, pourrait réduire les besoins de capacité de réserve. Mais en attendant, il faudrait, pour la seule stabilisation des réseaux, maintenir une capacité de réserve importante. Les frais seront répercutés sur les consommateurs.

L’origine de cette capacité de réserve importante n’a pas encore été déterminée. Les centrales de réserve à disposition en Allemagne en 2022 seront très vraisemblablement insuffisantes. Il faudrait éventuellement contracter des moyens pilotables à l´étranger.

Compte tenu du fait qu´une incertitude considérable entoure encore les pronostics pour l´hiver 2022-2023, l´Agence Fédérale des Réseaux continue pour l´instant à surveiller la situation et  prendra des décisions en temps utile.

L´évaluation pour l’hiver 2022-2023 ne prenant pas encore en compte les préconisations de la Commission Charbon, à savoir arrêter définitivement d’ici 2022  une capacité de 12,5 GW des centrales à charbon et lignite /5/, cela devrait encore modifier les besoins de capacité de réserve en fonction de la position géographique de ces centrales. 

Références

/1/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 2.5.2019 : « Bundesnetzagentur gibt Netzreservebedarf bekannt », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2019/20190502_Netzreserve.html?nn=265778

/2/ Bundesnetzagentur (2019) : « Feststellung des Bedarfs an Netzreserve für den Winter 2019/2020 sowie das Jahr 2022/2023 »,

https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/Feststellung_Reservekraftwerksbedarf_2019.pdf?__blob=publicationFile&v=3

/3/ Allemagne-Energies (2018)  : « Pour les hivers 2018-2019 et 2019-2020, l´agence fédérale des réseaux évalue à 6,6 GW la capacité de réserve des centrales thermiques à flamme », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/Systemanalyse_UeNB_2018.pdf?__blob=publicationFile&v=2

/4/ Bundesnetzagentur (2017) : « Bericht zur Ermittlung des Bedarfs an Netzstabilitätsanlagen gemäß §13k EnWG », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/BNetzA_Netzstabilitaetsanlagen13k.pdf?__blob=publicationFile&v=3.

/5/ Allemagne-Energies (2019) : « Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038 », https://allemagne-energies.com/2019/01/27/allemagne-une-sortie-du-charbon-preconisee-dici-2038/

 

La Fédération allemande des industries de l’énergie et de l’eau (BDEW) demande des incitations à l’investissement pour la construction de nouvelles centrales moins émettrices en CO2

Temps de lecture : 3 – 4 min

Début avril 2019 la Fédération allemande des industries de l’énergie et de l’eau (BDEW) a publié ses prévisions sur le développement du parc des centrales conventionnelles à l´horizon 2023. La capacité du parc pourrait baisser à 67,3 GW contre 88,6 GW aujourd’hui. Des incitations à l´investissement pour la construction de nouvelles centrales seraient nécessaires pour faire face à des situations de pointe prévues à 81,8 GW au début des années 2020.

Le BDEW attire une fois plus l´attention sur l´érosion du parc thermique d´ici 2023 /1/ (voir aussi /3/ et /4/). Entre fin 2017 et mars 2019 la capacité totale du parc des centrales conventionnelles a diminué d´environ 2,8 GW à 88,6 GW. Malgré la mise en service prévue d´une nouvelle capacité de 4,6 GW de centrales à gaz, la capacité totale du parc pourrait tomber à 67,3 GW d´ici 2023 compte tenu de la mise hors service prévisionnelle d´environ 26 GW.

Selon le pronostic de l´agence fédérale des réseaux, la demande en situation de pointe pouvant atteindre 81,8 GW au début des années 2020, le parc conventionnel ne pourrait donc plus assurer l´équilibre offre – demande d´électricité. L´approche du BDEW ne tient pas compte des importations des pays voisins et des énergies renouvelables considérées comme peu fiables pour la gestion des périodes de pointe compte tenu du fait qu´une grande partie des 120 GW installés fin 2018 /5/ est intermittente (éolien, photovoltaïque).

La figure 1, extraite d´une présentation du BDEW lors de la foire de Hanovre 2019 /2/ montre le développement du parc conventionnel à l´horizon 2023.

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Figure 1 : Centrales conventionnelles – évolution du parc 2017 – 2023

La capacité prévisionnelle de 67,3 GW en 2023 suppose :

  • la construction d´une capacité de 4,6 GW de centrales à gaz,
  • le maintien – pour cause d´importance systémique – d´une capacité de 6,9 GW
  • la mise en œuvre par le gouvernement de la proposition de la commission gouvernementale aussi appelée « Commission charbon ». La Commission préconise l´arrêt d´une capacité d´au moins 12,6 GW, dont 7,7 GW de centrales à charbon et 4,9 GW de centrales à lignite d´ici 2022. Cela nécessiterait un arrêt supplémentaire d´une capacité de 6,7 GW en plus des arrêts déjà effectués en 2018 ou prévus jusqu`à 2022.

Malgré l´augmentation du prix de l´électricité sur le marché spot, les conditions financières pour la construction de nouvelles centrales à gaz ne sont pas réunies. Seuls 10 projets sont en construction dont tout juste 600 MW de centrales à gaz.

Parmi les nouvelles capacités à gaz prévues d´ici 2023, 960 MW seront des centrales de cogénération et 1200 MW (4 centrales à gaz à 300 MW) des centrales destinées à assurer, en cas de besoin, la sécurité d’approvisionnement en Allemagne du sud suite à l´arrêt définitif du nucléaire et au lent développement du réseau.

Pour garantir la construction des nouvelles centrales à gaz en temps voulu, le gouvernement allemand devrait mettre en place un cadre d’incitation à l’investissement selon le BDEW. L´Allemagne ne dispose pas d´un mécanisme de capacité, rémunérant les installations pour la capacité qu’elles mettent à disposition du marché. Actuellement l´agence fédérale des réseaux décide au cas par cas si une centrale a une importance systémique pour obtenir une rémunération complémentaire : ce qui ne donne pas de garanties suffisantes aux investisseurs.

Références

1/ BDEW (2019), communiqué de presse du 1.4.2019 :  „Neubau von CO2-armen Kraftwerkskapazitäten stockt – Nur 10 Kraftwerke im Bau“ (Kraftwerksliste), https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/neubau-von-co2-armen-kraftwerkskapazitaeten-stockt/

/2/ BDEW (2019), Foliensatz: Entwicklung der Stromerzeugung, des Stromverbrauchs und des Kraftwerkparks, https://www.bdew.de/media/documents/PI_20190401_Foliensatz-PK-Hannover.pdf

/3/ Allemagne-Energies (2018) : « Érosion des moyens de production pilotables dans l´Union Européenne », https://allemagne-energies.com/2018/09/01/erosion-des-moyens-de-production-pilotables-dans-lunion-europeenne/

/4/ Allemagne-Energies (2018) : « 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),  https://allemagne-energies.com/2018/01/26/la-capacite-de-production-en-pointe-du-parc-allemand-pourrait-ne-plus-garantir-la-securite-dapprovisionnement-a-partir-de-2020-lors-dun-hiver-rigoureux

/5/ Allemagne-Energies (2019) : « Le paysage énergétique allemand en 2018 », https://allemagne-energies.com/2019/01/07/le-paysage-energetique-allemand-en-2018/

 

Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038

Temps de lecture 3 – 4 min

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Après des mois d’âpres négociations et une dernière séance marathon jusqu’à samedi 26.1.2019, la « Commission Charbon » préconise la sortie progressive des centrales au charbon et au lignite d´ici 2038 au plus tard pour atteindre les objectifs en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre. La décision finale sur la suite à donner sera prise par le gouvernement allemand très vraisemblablement courant 2019

La « Commission Croissance, Changement structurel et Emploi », également appelée « Commission Charbon » a été créée par le gouvernement allemand en juin 2018,  pour émettre des propositions sur la sortie progressive de la production d’électricité à base de charbon et de lignite (Allemagne-Energies 2018b).

Censés initialement rendre leurs conclusions en décembre 2018, les membres de cette Commission composée d’experts, de représentants des employeurs et salariés du secteur, et d’ONG de défense de l’environnement, sont finalement parvenus à un accord le 26.1.2019 après une dernière séance marathon.

En résumé, la Commission préconise  (BMWi 2019) :

  • Sortie progressive du charbon et du lignite pour produire de l’électricité d´ici 2038 (la date butée sera avancée à 2035 si les conditions le permettent, décision en 2032)
  • D’ici 2022 une capacité de 12,5 GW doit être fermée dont plusieurs centrales au lignite.
  • Jusqu’en 2030 suivront d’autres centrales et seule une capacité de 17 GW restera au réseau.

La Commission préconise d´évaluer régulièrement l’efficacité de la mise en œuvre des mesures et propose 2023, 2026 et 2029 comme échéances pour le réexamen. Une adaptation des mesures serait le cas échéant nécessaire en fonction des résultats de l’évaluation.

Le rapport de la Commission sera maintenant examiné par les « Länder » et le gouvernement allemand. La décision finale sur la suite à donner sera prise par le gouvernement allemand et aboutira à une loi. On s’attend à ce que le gouvernement se prononce courant 2019.

La sortie du charbon coutera des dizaines de milliards d´Euros

Compte tenu des dizaines de milliers d’emplois directement ou indirectement liés à la production de lignite et de charbon, la commission propose des aides fédérales aux régions charbonnières pour un montant total de 40 milliards d’euros au cours des 20 prochaines années.

La sortie accélérée du charbon conduirait à une augmentation significative du prix du kWh pour tous les consommateurs. A partir de 2023, une aide évaluée à 2 milliards d’Euros par an serait destinée à l´industrie et aux consommateurs affectés par la hausse des prix du kWh. Une réduction du tarif d´acheminement ou une mesure adéquate est envisagée.

De plus, les énergéticiens peuvent compter sur une indemnisation pour un arrêt prématuré de leurs centrales.

La sortie du charbon aggrave le désavantage de l´Allemagne pour l’industrie électro-intensive. Elle est actuellement protégée sous la forme d´un dégrèvement partiel du soutien aux énergies renouvelables et conserve un tarif compétitif ayant pour but de préserver la compétitivité internationale. La disposition arrive à échéance en 2020. Selon la Commission Charbon, le gouvernement devrait intervenir pour obtenir une prolongation auprès de la Commission européenne.

Impact sur le climat en Europe

Le grand nombre de quotas d’émission disponibles suite à la sortie prématurée de la production à base de charbon/lignite en Allemagne peut conduire à une distorsion du système d’échange de quotas d’émission de l’Union européenne (EU ETS). Pour obtenir une réduction des émissions de CO2 en Europe il faudrait empêcher l´achat des quotas libérés par d´autres entités opérant sur le marché du carbone. Une possibilité serait de retirer ces quotas d’émission du marché. Bien que cela conduise à une perte de recettes pour l´Allemagne, la proposition de la Commission charbon va dans ce sens.

Le casse-tête de la sécurité de l´approvisionnement

Fin 2018, l´Allemagne disposait d´une capacité de 45 GW de centrales au charbon et lignite ayant produit 229 TWh (35% de la production totale) et d´une capacité de 9,5 GW nucléaire ayant produit 76 TWh (12 % de la production totale ) en 2018 (Allemagne-Energies 2019).

Avec la sortie définitive du nucléaire programmée pour fin 2022 et l´arrêt en même temps d´une capacité de 12,5 GW des centrales à charbon/lignite, l´Allemagne perd d´un coup 22 GW de moyens pilotables et d’ici 2030 encore 16 GW supplémentaires.

Le gouvernement vise une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation d´ici 2030 en s´appuyant notamment sur les énergies fatales. Mais en l’absence de moyens de stockage d´énergie appropriés, il ne s´agit pas d´un remplacement qualitativement comparable compte tenu de la volatilité de production des énergies fatales.

La fédération des entreprises de l’énergie BDEW salue les propositions de la Commission car elles offrent ainsi une sécurité de planification à long terme pour l´industrie (BDEW 2019).

Mais la fédération pointe le doigt sur le fait que la réduction des moyens pilotables d´ici 2022 nécessite des investissements rapides pour garantir la sécurité d´approvisionnement. Il faudrait remplacer en cas de nécessité les centrales à charbon et lignite par des centrales CCG et/ou la cogénération moins émettrices en CO2. Mais cela suppose la mise en place d’incitations efficaces en faveur d´investissements dans des nouvelles centrales.

Les quatre GRT allemands ont publié le 24.1.2019 les bilans prévisionnels de l’équilibre offre-demande 2017 – 2021 (GRT 2019). Ils utilisent une approche déterministe conservative et accordent une disponibilité  de 0% au photovoltaïque et de 1% à l´éolien pour la gestion des périodes de pointe pouvant atteindre une demande de ~ 82 GW en 2021. Avec cette hypothèse le pays pourrait déjà faire face à un déficit d’approvisionnement en électricité de 5,5 GW en 2021, hors importation. Le bilan des GRT ne tient pas encore compte des propositions de la Commission Charbon.

Certes, le bilan prévisionnel des GRT est une démarche théorique et suppose la simultanéité d’événements relativement improbables d´une situation de pointe combinée avec une production extrêmement faible d’énergies renouvelables et ne tient pas compte des importations possibles dans une situation difficile.  Mais dans de nombreux pays européens on constate actuellement une tendance identique à réduire les capacités des centrales thermiques concomitamment au développement massif des énergies renouvelables intermittentes.

A titre d´exemple, la France compte fermer d´ici 2022 les quatre centrales à charbon encore en fonctionnement (3 GW), selon le projet de la programmation pluriannuelle (MTES 2019). La feuille de route prévoit ensuite la fermeture de 14 réacteurs nucléaires (sur 58) d’ici 2035.

Ce n’est donc pas sans raison que 10 associations professionnelles du secteur de l’électricité ont lancé en octobre 2018 un appel commun pour assurer la sécurité d´approvisionnement en Europe (Allemagne-Energies 2018a). Si les gouvernements n’apportent pas de corrections, la solidarité actuelle entre les pays pour se secourir en situation de pointe extrême serait en péril d’ici quelques années.

Selon la Commission, la sortie de la production à base du charbon doit être menée en continuant à garantir le niveau de sécurité d’approvisionnement sans recours aux importations. En effet, malgré les possibilités de secours inter-frontaliers, la responsabilité pour la sécurité de l´approvisionnement est avant tout l´affaire de chaque pays. La politique énergétique des autres pays européens peut changer et l´évolution des capacités de production des pays voisin est difficile à apprécier.

Le dispositif des « capacités de réserve » est considéré comme approprié pour le maintien de la stabilité du système électrique. Pour mémoire ces centrales de réserve ne sont pas autorisées à participer au marché de production mais seront uniquement employées à la demande des gestionnaires de réseaux (Allemagne-Energies 2018c).

De plus, la Commission préconise le développement de la cogénération et l´accélération des procédures pour la construction des nouvelles centrales CCG.

Bibliographie

Allemagne-Energies (2018a) Dix associations professionnelles du secteur de l’électricité signent un appel commun pour assurer la sécurité d´approvisionnement en Europe. En ligne : 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/.

Allemagne-Energies (2018b) 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. En ligne : 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/.

Allemagne-Energies (2018c) Pour les hivers 2018-2019 et 2019-2020, l´agence fédérale des réseaux évalue à 6,6 GW la capacité de réserve des centrales thermiques à flamme. En ligne : https://allemagne-energies.com/2018/05/17/pour-les-hivers-2018-2019-et-2019-2020-lagence-federale-des-reseaux-evalue-a-66-gw-la-capacite-de-reserve-des-centrales-thermiques-a-flamme/.

Allemagne-Energies (2019) Le paysage énergétique allemand en 2018. En ligne : https://allemagne-energies.com/2019/01/07/le-paysage-energetique-allemand-en-2018/.

BDEW (2019) Abschluss der Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung. Kommission schafft Planungssicherheit für Energiewirtschaft. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft. En ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/kommission-schafft-planungssicherheit-fuer-energiewirtschaft/.

BMWi (2019) Abschlussbericht. Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. En ligne : https://www.kommission-wsb.de/WSB/Redaktion/DE/Downloads/abschlussbericht-kommission-wachstum-strukturwandel-und-beschaeftigung.pdf?__blob=publicationFile&v=4.

GRT (2019) Leistungsbilanzbericht. Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2017-2021. Gestionnaires de réseau de transport allemand. En ligne : https://www.netztransparenz.de/Weitere-Veroeffentlichungen/Leistungsbilanzbericht.

MTES (2019) Synthèse : Stratégie française pour l´énergie et le climat. Programmation pluriannuelle de l´énergie 2019-2023 et 2024-2028. Ministère de la Transition écologique et solidaire. En ligne : https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/sites/default/files/Synth%C3%A8se%20finale%20Projet%20de%20PPE.pdf.

 

 

Dix associations professionnelles du secteur de l’électricité signent un appel commun pour assurer la sécurité d´approvisionnement en Europe

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L´appel commun a été signé le 9 octobre 2018 à Berlin lors de la conférence  » La capacité garantie en Europe », organisée par la fédération allemande des entreprises de l’énergie BDEW (European Energy Industry Associations 2018). Pour la France, l’appel a été signé par l ’Union Française de l’Électricité (UFE).

Selon BDEW (BDEW 10/08/2018), la conférence des associations professionnelles européennes du secteur de l’électricité a confirmé que sur la prochaine décennie l’Allemagne ne doit pas compter exclusivement sur les possibilités de secours inter-frontaliers pour assurer la sécurité d´approvisionnement lors des épisodes de faible production d´éolien et de photovoltaïque.

La réduction de la production à base de charbon doit être accompagnée de la mise à disposition de moyens capables de suppléer aux carences des énergies renouvelables intermittentes.

Les associations professionnelles du secteur de l’électricité constatent une même tendance dans de nombreux pays européens à réduire les capacités des centrales thermiques concomitamment au développement massif des énergies renouvelables intermittentes.

Les conditions du marché d´électricité  n´offrent pas actuellement de sécurité aux investisseurs pour encourager le remplacement des centrales à charbon par des centrales moins émettrices ou des accumulateurs d’énergie. Si les gouvernements n’apportent pas de corrections, la solidarité actuelle entre les pays pour se secourir en situation de pointe extrême serait en péril d’ici quelques années.

Sur le même sujet voir aussi ici

Bibliographie

BDEW (10/08/2018) Gemeinsamer Appell von zehn Verbänden der europäischen Energiewirtschaft.  En ligne : https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/gemeinsamer-appell-von-zehn-verbaenden-der-europaeischen-energiewirtschaft/.

European Energy Industry Associations (2018) Achieve climate targets in Europe Ensure security of supply. Joint appeal from energy industry and industry associations to secure the electricity supply in Europe. En ligne : https://www.energie-nederland.nl/app/uploads/2018/10/scan-signed-appeal-181010.pdf.

 

 

 

 

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